авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

О РОЛИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ НЕФТЕЙ КАК ИСТОЧНИКЕ

УГЛЕВОДОРОДОВ В БУДУЩЕМ НА ОСНОВЕ ИНФОРМАЦИОННО-

ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПО НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ГЕОЛОГИИ

МУЗЕЯ НЕФТЕЙ ИХН СО РАН

Ященко И.Г.

Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти

Сибирского отделения РАН 634021, пр. Академический, 4, г. Томск, Россия,

Факс: (3822)-49-14-57, E-mail: sric@ipc.tsc.ru Необходимость изыскания новых путей поиска, разведки и разработки месторождений углеводоро дов в связи с ростом нефтепотребления и увеличения запасов трудноизвлекаемой (тяжелой, вязкой, высоко смолистой малопарафинистой и высокопарафинистой) нефти определяет актуальность изучения физико химических свойств и состава нефти. Для выполнения указанных исследований разработана и развивается созданная в Институте химии нефти СО РАН мировая база данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти, включающая описания более 19000 образцов нефти. Рассмотрены методические вопросы комплекс ного анализа пространственных и количественных изменений физико-химических свойств трудноизвлекае мой нефти с применением методов статистического и пространственного анализа данных. Целью комплекс ного анализа свойств тяжелой, вязкой, высокосмолистой, малопарафинистой и высокопарафинистой нефти является установление географических закономерностей распределения этой нефти, зависимости изменения ее физико-химических свойств от глубины залегания, возраста нефтевмещающих пород, литологических характеристик коллекторов и термобарических условий ее залегания. Пространственный анализ осуществ лен на основе использования средств геоинформационных систем (ГИС) и ГИС-технологий. Приведены результаты сравнительного анализа пространственных изменений физико-химических свойств вязкой неф ти континентов, стран и нефтегазоносных бассейнов.

Введение Трудноизвлекаемые нефти определяются достаточно большим числом геолого физических, геологопромысловых и физико-химических характеристик нефти и условий ее залегания. Одним из первых факторов отнесения нефти к трудноизвлекаемым является аномальность ее физических свойств, в частности, высокая плотность и вязкость, и хими ческих свойств, а именно, высокое содержание смол и парафинов.

По данным [1 - 5] мировые запасы трудноизвлекаемой нефти с особыми свойствами (тяжелая, вязкая, парафинистая, смолистая) значительно превышают запасы легкой нефти.

В России также большую часть запасов составляют трудноизвлекаемые нефти, в частно сти вязкие нефти (ВН), к которой принято относить нефть с вязкостью 30 мПа*с или мм2/с и выше [1 - 3]. Мировые запасы такой нефти значительно превышают запасы нефти малой и средней вязкости (162 млрд. т) и составляют по оценкам специалистов около трлн. т [3]. Наиболее крупные запасы вязкой нефти находятся в Канаде, Венесуэле, Мек сике, США, России, Кувейте и Китае. Значительными запасами ВН обладает Россия – около 6,2 млрд. т. Так, по данным [5] в Тюменской области (Западно-Сибирский нефтега зоносный бассейн) расположено остаточных балансовых запасов вязкой нефти категории А+В+С1 около 2,3 млрд. т, что составляет 37, 3 % запасов ВН России. В Волго-Уральском регионе доля от запасов вязкой нефти России составляет 34,1 %, в Тимано-Печорском – 22,4 % [5]. В совокупности эти три региона обладают более 93 % запасов ВН России.

Развитие базы данных физико-химических свойств трудноизвлекаемой нефти мира Огромный объем информации, необходимой для исследования распределения труд ноизвлекаемой нефти по физико-химическим свойствам поставил необходимость созда ния в Институте химии нефти СО РАН базы данных по химии нефти, описанной в наших работах [6 - 9]. БД постоянно развивается и совершенствуется (табл. 1), пополняется но вой информацией о физико-химических и геохимических свойствах нефти, ее географиче ском местоположении, геологических и термобарических условиях залегания.

Таблица 1 - Развитие базы данных физико-химических свойств нефти Количество Количество Объем данных нефтегазоносных бассейнов месторождений из БД 2005 г. 2010 г. 2005 г. 2010 г. 2005 г. 2010 г.

150 180 4068 4990 15387 Увеличение на 20 % Увеличение на 23 % Увеличение на 24 % Как было сказано выше, в мире запасы тяжелой и высоковязкой нефти примерно в 5 раз превышают объем извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости, трудноиз влекаемая нефть рассматривается в качестве основного резерва мировой добычи нефти. В связи с этим объектами исследования стали тяжелые, высоковязкие высокосмолистые, высокопарафинистые и малопарафинистые нефти. В настоящее время мировая база дан ных по физико-химическим свойствам нефтей включает описания более 19000 образцов нефти, в которой содержится 4120 описаний тяжелой нефти, 1934 образцов нефтей, отно сящихся к высоковязкой (вязкость более 35 мм2/с) нефти, более 1185 образцов малопара финистой (содержание парафинов менее 1,5 %) нефти, 2040 описаний высокопарафини стой и более 1810 образцов высокосмолистой (содержание смол более 13 %) нефти. Более подробно данная информация представлена в табл. 2.

Таблица 2 - Число описаний вязкой, тяжелой, высокосмолистой, малопарафинистой и высокопарафинистой нефти в БД Объем Количество Количество Класс нефти выборки из нефтегазоносных месторождений БД бассейнов Тяжелая (плотность более 0,88 г/см3) 4120 104 Вязкая (вязкость более 35 мм2/с) 1934 40 Высокосмолистая (содержание смол более 1810 51 13 %) Малопарафинистая (содержание парафинов 1185 31 менее 1,5 %) Высокопарафинистая (содержание парафи- 2040 47 нов более 6 %) Методические вопросы комплексного анализа свойств трудноизвлекаемой нефти Известно, что в анализе закономерностей пространственного размещения природ ных объектов, таких как нефтегазовые месторождения и нефтегазоносные бассейны, при ходится учитывать их пространственные свойства, связанные с их размерами, взаиморас положением и др. Включение в анализ пространственных свойств вносит разнородность в информационные массивы, что требует проведения комплексного анализа данных на ос нове сочетания методов пространственного и статистического анализа. Общие вопросы проведения такого комплексного анализа изменений физико-химических свойств нефти, основанного на сочетании методов пространственного и статистического анализа, разра ботаны в наших работах и в наиболее полном виде изложены в научной монографии (ав торы Ю.М.Полищук и И.Г. Ященко) «Физико-химические свойства нефтей: статистиче ский анализ пространственных и временных изменений» [9].



Вследствие пространственного характера влияния геологических факторов на фор мирование залежей углеводородов исследования закономерностей распределения трудно извлекаемой нефти проводились на основе сочетания методов статистического и про странственного анализов. Пространственный анализ требует применения картографиче ских материалов и может быть осуществлен с использованием средств геоинформацион ных систем и ГИС-технологий. При этом картографические материалы используются как для проведения пространственного анализа данных, так и для картографического отобра жения результатов анализа. Важными для проведения наших исследований являются те матические карты, в качестве которых в нашей работе использованы карты нефтегазонос ности, карты тектонического, геотермического районирования и др.

Трудноизвлекаемая нефть определяется достаточно большим числом геолого физических, геологопромысловых и физико-химических характеристик нефти и условий ее залегания. Однако, в зарубежной и отечественной литературе нет единых определений и количественных граничных значений таких понятий, как вязкая и высоковязкая, мало смолистая и высокосмолистая, малопарафинистая и высокопарафинистая нефть, а, следо вательно, не существует и единой общепринятой классификации нефти по ее вязкости и содержанию смол и парафинов. Эти показатели являются важными классификационными признаками при отнесении образцов нефти к трудноизвлекаемой.





Для проведения статистического анализа данных и для отображения на цифровых картах статистических характеристик исследуемых показателей необходимо классифици ровать тяжелую, вязкую, высокосмолистую, высокопарафинистую и малопарафинистую нефть. Для этих целей пригодна разработанная авторами обобщенная классификация неф ти, которая представлена в табл. 3.

Таблица 3 – Классификация нефти по плотности, вязкости и содержанию смол и парафинов Физико-химические Класс нефти Пределы изменения показатели классификационных интервалов легкая очень легкая 0, Плотность легкая 0,800, (г/см3) со средней плотностью 0,840, тяжелая нефть с повышенной плотностью 0,880, сверхтяжелая 0,920, битуминозная более 0, маловязкая Вязкость при 20 0С, средневязкая 10 (мм2/с) вязкая нефть с повышенной вязкостью высоковязкая сверхвязкая более малосмолистая Содержание смол смолистая (% мас.) высокосмолистая более малопарафинистая 1, среднепарафинистая 1,5 Содержание парафинистая умеренно парафинистая 6 парафинов (% мас.) высокопарафинистая 10 сверхвысокопарафинистая более Так, к вязкой нефти принято [3] относить образцы нефтей с вязкостью более мПа*с или 35 мм2/с при температуре 20 0С. Эти значения вязкости нефти соответствуют пределу, за которым начинаются осложнения при добыче, транспортировке и переработке нефти, приводящие к росту ее себестоимости. Интервалы изменения плотности, вязкости нефтей в классификации табл. 3 определены и согласованы на основе анализа классифи каций других исследователей и информации из БД. В соответствии с классификацией табл. 3 далее будем считать нефть малопарафинистой, если содержание парафинов в них не более 1,5 %, парафинистой – содержание парафинов более 6 %, высокосмолистой – со держание смол превышает значение 13 %.

На рис. 1 в качестве примера приведены гистограммы распределения нефти из ме сторождений мира путем анализа из БД с применением статистических методов соответ ственно около 12631 образцов нефти с известной плотностью (рис. 1а), 5800 образцов с известной вязкостью (рис. 1б), 6493 образцов с известным содержанием смол (рис. 1в) и 7000 образцов с известным содержанием парафинов (рис. 1г) по предложенной классифи кации (табл. 3). По значению плотности нефть разделена на 6 классов, вязкости и содер жанию парафинов - на 5 классов.

На рис. 1 выделены штриховкой области тяжелой, вязкой, высокосмолистой, мало парафинистой нефти. Как видно из рис. 1а и 1б, количество тяжелой и вязкой нефти рас пределилось почти одинаково – примерно по 1/3 общей выборки (32,7 и 32,3 % соответст венно). На рис. 1в, где представлено распределение нефти по содержанию смол, видно, что около половины от всей выборки составляют малосмолистая нефть, количество смо листой и высокосмолистой нефти практически одинаково (24 и 27 % соответственно). На рис. 1г представлено распределение нефти с различным содержанием парафинов по клас сам. Как видно из рис. 1г, доля малопарафинистой нефти составляет более 1/6 всей вы борки, а доля парафинистой – около 30 %. Наибольшее количество нефти относится к классу среднепарафинистой (почти 55 %).

Распределение ресурсов нефти по классам классификации табл. 3 представлено на а б в г Рис. 1 - Распределение количества нефти по плотности (а), вязкости (б) и концентрации смол (в) и парафинов (г) согласно классификации табл. рис. 2, из которого видно, что по данным из БД запасы тяжелой, вязкой и высокосмоли стой нефти велики и превышают 40 % общемировых ресурсов, ресурсы парафинистой нефти составляют примерно долю. Тот факт, что эти данные не показывают превыше ние запасов трудноизвлекаемой нефти в разы по сравнению с запасами нефти низкой плотности, малой и средней вязкости, небольшой концентрации смол и парафинов, как об этом говорилось во введении, говорит о том, БД создавалась в то время, когда проблемы добычи, транспортировки и переработки трудноизвлекаемой нефти особо остро не стояли, в настоящее время БД развивается в этом направлении и более полно пополняться инфор мацией о трудноизвлекаемой нефти.

а б в г Рис. 2 - Распределение запасов нефти по плотности (а), вязкости (б) и концентрации смол (в) и парафинов (г) согласно классификации табл. Таким образом, в этом разделе представлены вопросы методологии комплексного анализа свойств тяжелой, вязкой, высокосмолистой, малопарафинистой и парафинистой нефти с использованием методов пространственного и статистического анализа. Пред ставлена разработанная классификация нефти по плотности, вязкости, содержанию смол и парафинов, которая будет использоваться в дальнейшем анализе нефти. Показано распре деление нефти и ее ресурсов по классам разработанной классификации.

Комплексный анализ распределения вязкой нефти и ее свойств Примером комплексного анализа свойств трудноизвлекаемой нефти может служить изучение закономерности пространственных и количественных изменений свойств вязкой нефти.

Исследования свойств ВН проводились для нефтеносных территории мира. Из рис.

3, на котором приведены результаты геозонирования нефтегазоносной территории, видно, что бассейны с вязкой нефтью распространены повсеместно - 39 нефтегазоносных бассей нов содержат ВН, что составляет более 1/5 части от общего числа бассейнов мира. Больше всего бассейнов с ВН находится на территории Евразии. Информация о распределении ВН по континентам представлена в табл. 4.

Анализ информации из базы данных показал, что большинство ресурсов вязкой нефти сосредоточено между тремя континентами – Северная Америка, Южная Америка и Евразия (табл. 4). Так, основные запасы ВН (более 82 %) размещаются в Западно Канадском (Канада) и Оринокском бассейнах (Венесуэла). Россия обладает большими ресурсами вязкой нефти, где их общая доля составляет более 11 % общемировых ресур сов. Для этих территорий установлены далее пространственные закономерности размеще Рис. 3 - Размещение нефтегазоносных бассейнов с вязкой нефтью на территории континентов с указанием доли их ресурсов от мировых ния ВН.

Таблица 4 - Распределение вязкой нефти по континентам мира Местоположение Объем Количество Количество Количество Доля запасов ВН выборки НГБ с ВН месторождений образцов ВН от общемировых из БД с ВН в БД (%) Австралия, Новая 259 Нет данных Нет данных Нет данных Нет данных Зеландия и Океания Африка 434 3 5 5 0, Евразия 17059 29 662 1903 17, Америка 1445 7 22 26 81, В табл. 5 представлена информация о распределении ВН по некоторым нефтеносным бассейнам мира, в которых среднебассейновое значение вязкости превышает 35 мм2/с.

Здесь в качестве среднебассейнового значения вязкости использовано среднеарифметиче ское значение, а для нефтегазоносных бассейнов с менее чем десятью образцами ВН ис пользовано медианное значение. Сверхвязкой является нефть Западно-Канадского (место рождение Атабаска), Санта-Мария, Лос-Анджелес, Грейт-Валли бассейнов в Северной Америке, Маракаибского и Оринокского НГБ в Южной Америке, Тимано-Печорского в Евразии и бассейнов Гвинейского залива и Сахаро-Ливийского в Африке. На территории Евразии самой вязкой является нефть Тимано-Печорского и Прикаспийского бассейнов.

Таблица 5 - Распределение вязкой нефти по основным нефтегазоносным бассейнам мира Нефтегазоносный Общее Количество Среднебассейновая образцов с ВН вязкость нефти, мм2/с бассейн количество образцов Афгано-Таджикский 219 5 40, Венский 44 2 63, Волго-Уральский 2661 545 67, Грейт-Валли 56 5 2070, Днепровско-Припятский 662 33 37, Енисейско-Анабарский 65 2 84, Западно-Канадский 165 3 74730, Оринокский 72 2 2164, Охотский 301 16 63, Персидского залива 207 5 63, Прикаспийский 460 101 241, Северо-Кавказский 1518 26 38, Тимано-Печорский 342 13 1290, Ферганский 211 9 129, Южно-Каспийский 410 60 57, Выявлено, что почти во всех бассейнах России (кроме Балтийского, Лено Вилюйского, Анадырско-Наваринского и Пенжинского) встречаются месторождения с ВН и из них выделено 7 бассейнов, на территории которых среднебассейновая вязкость нефти превышает уровень 35 мм2/с – это Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Ени сейско-Анабарский, Охотский, Прикаспийский, Северо-Кавказский и Тимано-Печорский бассейны, в среднем самой вязкой в России является нефть Тимано-Печорского бассейна.

Таблица 6 – Распределение по запасам месторождений с вязкой нефтью на территории России Месторождение Нефтегазоносный бассейн Среднее значение вязкости нефти по месторождению, мм2/с Уникальные (более 300 млн. т нефти) Ромашкинское Волго-Уральский 24, Усинское Тимано-Печорский 377, Русское Западно-Сибирский 693, Федоровское Западно-Сибирский 36, Крупные (от 30 до 300 млн. т нефти) Верхнечонское Лено-Тунгусский 27, Ярегское Тимано-Печорский 10584, Торавейское Тимано-Печорский 11210, Аксубаево-Мокшинское Волго-Уральский 438, Гремихинское Волго-Уральский 79, Даниловское Лено-Тунгусский 46, Охинское Охотский 87, Радаевское Волго-Уральский 90, Тагульское Западно-Сибирский 58, Степноозерское Волго-Уральский 132, Якушинское Волго-Уральский 58, Мишкинское Волго-Уральский 74, Имени Р. Требса Тимано-Печорский 87, Новошешминское Волго-Уральский 74, Архангельское (Татарстан) Волго-Уральский 74, Быстринское Западно-Сибирский 44, Нурлатское Волго-Уральский 74, Средние (от 3 до 30 млн. т нефти) Катанглинское Охотский 244, Султангулово-Заглядинское Волго-Уральский 32, Урненское Западно-Сибирский 312, Горбуновское Волго-Уральский 98, Никольское (Томская) Западно-Сибирский 101, Южно-Торавеское Тимано-Печорский 171, Уньвинское Волго-Уральский 24, Ярактинское Лено-Тунгусский 12, Славкинское (Самарская) Волго-Уральский 76, Озеркинское (Самарская) Волго-Уральский 116, Красноярское (Оренбургская) Волго-Уральский 187, Мелкие (от 1 до 3 млн. т нефти) Красногородецкое Волго-Уральский 35, Новосуксинское Волго-Уральский 75, Шумолгинское Волго-Уральский 151, Зыбза-Глубокий Яр Северо-Кавказский 42, Смагинское Волго-Уральский 91, Восточно-Сихорейское Тимано-Печорский 368, Очень мелкие (менее 1 млн. т нефти) Павлова Гора Северо-Кавказский 216, Джьерское Тимано-Печорский 195, Большепурговское Тимано-Печорский 71, Наульское Тимано-Печорский 123, Чайво-Море Охотский 46, Варандейское Тимано-Печорский 25790, Лобановское Тимано-Печорский 20, Саитовское Волго-Уральский 83, Западно-Хоседаюское Тимано-Печорский 364, Уйглекутское Охотский 274, Восточно-Эхабинское Охотский 77, Северо-Ошкотынское Тимано-Печорский 267, Падимейское Тимано-Печорский 188, Суборское Тимано-Печорский 58, Шхунное Охотский 61, Северо-Сихорейское Тимано-Печорский 160, Мухнинское Охотский 19, Чедтыйское Тимано-Печорский 72, Нельминское Охотский 21, Седьягинское Тимано-Печорский 227, Малое Сабо Охотский 117, Южный Вал Охотский 62, Прибрежное (Сахалинская) Охотский 95, Распределение разведанных ресурсов вязкой нефти по административным регионам России представлено на рис. 4. Например, ресурсы ВН в Татарстане составляют 1/3 всех российских запасов, Тюменской области – примерно 1/5, а ресурсы Республики Коми – около 1/8. Соответственно основными российскими центрами добычи вязкой нефти яв ляются Волго-Уральский, Западно-Сибирский и Тимано-Печорский нефтегазоносные бас сейны. Так, по нашим данным ресурсы вязкой нефти ВУНГБ составляют 48,8 % общерос сийских запасов, в ЗСНГБ – 27,5 %, в ТПНГБ – 16,9 % ресурсов ВН на территории России.

Суммарные ресурсы вязкой нефти Волго-Уральского, Западно-Сибирского и Тимано Печорского бассейнов составляют около 93 % общероссийских ресурсов ВН как по на шим оценкам, так и по оценкам экспертов [5].

Рассмотрим изменение свойств вязкой нефти в зависимости от пространственных Рис. 4 - Распределение ресурсов вязкой нефти по административным регионам России характеристик – местоположения и глубины залегания нефти с учетом разномасштабных нефтеносных территорий – от континента к стране, от страны – к нефтегазоносному бас сейну.

В табл. 7 представлена информация о средних значениях изменения физико химических свойств ВН, пластовых температур и давлений в соответствии с глубиной за легания Евразии, Северной и Южной Америки, как мировых центров скопления вязкой нефти. Как видно из табл. 7, ВН континентов отличается плотностью - в Евразии вязкая нефть относится к подклассу «нефть с повышенной плотностью», в Южной Америке – к подклассу «сверхтяжелая», а в Северной Америке – «битуминозная». По вязкости евра зийская вязкая нефть является высоковязкой, а в Америке – сверхвязкой. По содержанию серы ВН является в среднем сернистой (13 %) в Евразии и Южной Америки, асфальтеновой (310 %) в Евразии и высокоасфальтеновой ( 10 %) в Америке, высоко смолистой ( 10 %). Показано, что на территории Евразии вязкая нефть залегает в пластах с более высокими пластовыми температурой и давлением по среднему значению, чем в Америке. В то же время, для вязкой нефти Евразии характерно более глубокое ее залега ние – большинство ВН залегает на глубинах до 2000 м, большинство вязкой нефти Юж ной Америки залегают всего до 500 м, в Северной Америке глубина залегания еще мень ше – до 400 м. Показано, что физико-химические характеристики ВН изменяются в зави симости от географического местоположения – менее тяжелой и вязкой, с меньшим со держанием в нефти серы, смол и асфальтенов является ВН Евразии. Таким образом уста новлено, что для нефтеносных территорий континентов подтверждается ранее выявленная закономерность – чем ниже глубина залегания, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. Аналогичная зависимость измене ния свойств ВН выявлена при изменении значений пластовых температур и давлений – чем выше температура и давление в пласте, тем плотность, вязкость, содержание серы, смол и асфальтенов в ВН меньше.

Таблица 7 – Свойства вязкой нефти континентов, глубина и термобарические условия ее залегания Физико-химические Евразия Южная Северная показатели Америка Америка Плотность, г/см3 0,9095 0,9483 0, Вязкость, мм2/с 370,52 85193,83 24235, Содержание серы, % 1,90 2,06 Содержание парафинов, % 3,69 - Содержание смол, % 16,27 - 44, Содержание асфальтенов, % 4,52 12,5 17, Термобарические условия залегания Температура пласта, 0С 38,58 31,50 28, Пластовое давление, МПа 14,84 2,46 1, Глубина залегания, м Более 85 % находит- Большинство нахо- Более 60 % нахо ся на глубине до 2000 дится на глубине 400 – дится на глубине до м 500 м 400 м В табл. 8 представлена информация о средних значениях изменения физико химических свойств ВН, пластовых температур и давлений в соответствии с глубиной за легания для России и Канады. Проведен сравнительный анализ свойств ВН на территории России и Канады и установлено, что российская ВН по сравнению с канадской не такая тяжелая и вязкая, с меньшим содержанием смол и асфальтенов, залегает в пластах с более высокими температурой и давлением и на глубине гораздо ниже канадских ВН. Сравни тельный анализ свойств ВН России и Канады подтверждает ранее сделанные выводы, а именно - чем ниже глубина залегания, тем меньше плотность и вязкость в вязкой нефти, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов и чем выше температура и давле ние в пласте, тем плотность, вязкость, содержание серы, смол и асфальтенов вязкой нефти меньше.

Таблица 8 - Свойства вязкой нефти России и Канады Физико-химические Россия Канада показатели Плотность, г/см3 0,9097 1, Вязкость, мм2/с 309,32 99634, Содержание серы, % 2,27 Содержание парафинов, % 3,65 Содержание смол, % 17,08 44, Содержание асфальтенов, % 4,75 17, Термобарические условия залегания Температура пласта, 0С 36,79 14, Пластовое давление, МПа 15,87 3, Глубина залегания, м Более 82 % вязкой нефти Более 60 % нахо находится на глубине до дится на глубине 2000 м до 400 м Как было сказано выше, в России основные ресурсы ВН сосредоточены в Волго Уральском, Западно-Сибирском и Тимано-Печорском нефтегазоносных бассейнах. Харак теристики ВН этих бассейнов показаны в табл. 9.

Как видно из табл. 9, западно-сибирская вязкая нефть находится в пластах с повы шенными температурой и давлением, пласты в основном приурочены к глубине от до 3000 м. Западно-сибирская ВН по своим характеристикам отличается от тимано печорской и волго-уральской – менее тяжелая и вязкая, с меньшим содержанием серы, смол и асфальтенов. Значит, что для ВН рассматриваемых НГБ сравнительный анализ из менений ее свойств подтверждает ранее выявленную закономерность – чем ниже глубина залегания, тем меньше плотность и вязкость, концентрация серы, смол и асфальтенов уменьшается. Показана обратная зависимость для концентрации парафинов в ВН – чем ниже залежь и выше температура и давление в пласте, тем содержание парафинов увели чивается, как это видно для западно-сибирских нефтей.

Таблица 9 – Свойства вязкой нефти российских НГБ, глубина и термобарические условия ее залегания Физико-химические Западно-Сибирский Тимано-Печорский Волго-Уральский показатели НГБ НГБ НГБ Плотность, г/см3 0,8899 0,9275 0, Вязкость, мм2/с 120,90 4035,97 137, Содержание серы, % 1,27 1,80 2, Содержание парафинов, % 4,28 3,15 3, Содержание смол, % 10,47 15,31 19, Содержание асфальтенов, % 2,40 7,30 5, Термобарические условия залегания Температура пласта, 0С 74,64 30,29 29, Пластовое давление, МПа 22,53 15,72 14, Глубина залегания, м Более 90 % находится Более 75 % находится Более 78 % нахо на глубине от 2000 м до на глубине от 1000 м до дится на глубине 3000 м 2000 м до 1000 м Таким образом, приведены результаты сравнительного анализа пространственных изменений физико-химических свойств вязкой нефти континентов, стран и нефтегазонос ных бассейнов. Установленные и подтвержденные зависимости изменения свойств ВН в зависимости от глубины залегания и термобарических условий в пласте на нефтеносных территориях разного масштаба (континент – страна – нефтегазоносный бассейн) расши ряют представления о пространственных закономерностях распределения ВН и изменени ях ее свойств.

Заключение Таким образом, необходимость изыскания новых путей поиска, разведки и разра ботки месторождений углеводородов в связи с ростом нефтепотребления и увеличения запасов трудноизвлекаемой нефти определяет актуальность изучения физико-химических свойств и состава нефти. Для выполнения указанных исследований разработана и разви вается базы данных по химии нефти, с использованием которой в течение ряда лет про водится комплексный анализ свойств трудноизвлекаемой нефти в зависимости от их гео графического положения, глубины залегания, возраста пород.

С помощью комплексного анализа вязкой нефти выявлены пространственные зако номерности ее распределения. Так, количество нефтегазоносных бассейнов, на террито рии которых есть вязкая нефть, значительно и составляет примерно 1/5 общего количества бассейнов в БД. Расположены эти бассейны на нефтегазоносных территориях Евразии, Африки и Америки, однако на территории Евразии они составляют большинство. Более 82 % запасов вязкой нефти сосредоточено на территориях Северной и Южной Америки.

Показано, что для нефтеносных территорий разных масштабов (континент – страна нефтегазоносный бассейн) подтверждаются выявленные закономерности – чем ниже глу бина залегания и чем выше температура и давление в пласте, тем меньше плотность и вязкость в ВН, уменьшаются концентрации серы, смол и асфальтенов. На примере изме нения свойств российской ВН показана обратная зависимость для концентрации парафи нов в ВН – чем ниже залежь и выше температура и давление в пласте, тем содержание па рафинов увеличивается, как это видно для западно-сибирской нефти.

Выявленные закономерности пространственных изменений физико-химических свойств вязкой нефти могут быть использованы с целью повышения прогнозов физико химических свойств нефти вновь открываемых месторождений на новых территориях, в совершенствовании геохимических методов поиска месторождений и при решении дру гих задач нефтяной геологии, в частности, при определении оптимальных схем и условий транспортировки нефти.

Литература 1. 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.

2. Назьев В. Остаточные, но не второстепенные // Нефтегазовая вертикаль. – 2000. - № 3.

– С. 21 – 22.

3. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России // Геология нефти и газа.

– 2005. - № 1. – С. 53 – 59.

4. Запивалов Н.П. Геолого-технологические особенности освоения трудноизвлекаемых запасов // Нефтяное хозяйство. – 2005. - № 6. – С. 57 – 59.

5. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. – 2005. - № 6. – С. 36 – 40.

6. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю. М., Ященко И.Г. База данных по химии нефти и перспективы ее применения в геохимических исследованиях // Геология нефти и газа. 2000. - № 2. – С. 49 – 51.

7. Ященко И.Г., Козин Е.С. Разработка компьютерного комплекса на основе ГИС технологий для исследования физико-химических свойств нефтей // «Информационно вычислительные технологии в решении фундаментальных научных проблем и при кладных задач химии, биологии, фармацевтики, медицины», апрель-май 2003 г. http://www.ivtn.ru/2-session/enter/r_pdf/dok_54.pdf 8. Ященко И.Г., Козин Е.С. Исследовательский геоинформационный комплекс анализа распределения нефтей по их физико-химическим свойствам // «Информационно вычислительные технологии в решении фундаментальных научных проблем и при кладных задач химии, биологии, фармацевтики, медицины», март 2006 г. http://www.ivtn.ru/2006/biomedchem/enter/r_pdf/db06_59.pdf 9. 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.



 

Похожие работы:





 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.