Проведено аналіз просторового, тимчасового і геотермічного розподілу високов'язких нафт Росії. Встановлено залежність між високов'язких нафти і глибиною залягання, віком нафт і рівнем теплового потоку. Аналіз закономірностей зміни в'язкості розглянутих нафт в залежності від глибини залягання показав, що абсолютна більшість їх (понад 82%) знаходиться на глибинах до 2000 м. В'язкість в середньому зменшуються зі збільшенням глибини залягання Показано, що більше 74% високов'язких російських нафт розташовуються в палеозойських відкладеннях . Використовуючи геотермічного і нафтогазоносних районування території, показано на прикладі нафт Росії і окремо нафт Західного Сибіру, ​​що в'язкість нафт зменшується зі збільшенням рівня теплового потоку.

Анотація наукової статті з наук про Землю і суміжних екологічних наук, автор наукової роботи - Ященко І. Г.


Analysis of spatial, time and geothermal changes of high

The paper analyses spatial, time and geothermal distribution of high-viscosity petroleum crude oils of Russia. The dependence of high-viscosity petroleum crude oils presence upon occurrence depth, oils age and the level of thermal flux is revealed. The analysis of regular viscosity changes of the considered petroleum crude oils depending on the depth of occurrence shows that their absolute majority (over 82%) is located at the depths of up to 2000 m. Average viscosity values ​​get smaller with the increase in the depth of occurrence. It is shown that over 74% of high-viscosity petroleum crude oils of Russia are located in the Paleozoic deposits. Using geothermal and oil-andgas bearing zoning by the example of petroleum crude oils of Russia and, in particular, those of Western Siberia, it is shown that viscosity of oils decreases with the rise in the thermal flux level.


Область наук:
  • Науки про Землю та суміжні екологічні науки
  • Рік видавництва: 2006
    Журнал: Известия Томського політехнічного університету. Інжиніринг ГЕОРЕСУРСИ

    Наукова стаття на тему 'Аналіз просторових, тимчасових і геотермических змін високов'язких нафт Росії'

    Текст наукової роботи на тему «Аналіз просторових, тимчасових і геотермических змін високов'язких нафт Росії»

    ?5. Стогній ГА., Стогній В.В. Гранито-гнейсовой купола - рудоконтролюючих структури Верхояно-Колимській орогенной області // Известия вузів. Геологія і розвідка. - 2004. - № 4.

    - С. 8-12.

    6. Буряк В.А., Гончаров В.І., Горячев Н.А. і ін. Про співвідношення кварцево-жильної золотий і вкраплень золото-сульфідної мінералізації з платиноїди в черносланцевой товщах // Доповіді РАН. - 2005. - Т 400. - № 1. - С. 56-59.

    7. Кучеренко І.В., Орєхов Н.П. Золото, срібло, ртуть в золотоносних апогнейсових і апосланцевих околорудних метасоматич-ських ореолах Березітовий формації // Известия Томського політехнічного університету. - 2000. - Т 303. - № 1. - С. 161-169.

    8. Кучеренко І.В. Теоретичні та прикладні аспекти вивчення титану, фосфору, магнію в мезотермальних золотих родовищах. Ч. 1 // Известия Томського політехнічного університету. - 2004. - Т. 307. - № 2. - С. 49-55.

    9. Кучеренко І.В., Рубанов В.А. Тектоніка золоторудних родовищ, локалізованих в активізованих структурах допалеозойской складчастості // Питання структурної геології / Под ред. А.І. Родигіна. - Томськ: Изд-во Томського ун-ту, 1987. - С. 16-27.

    10. Кучеренко І.В. Околорудних метасоматізма як критерій генетичної однорідності мезотермальних золотих родовищ, утворених в черносланцевой і несланцевом субстраті // Известия Томського політехнічного університету.

    - 2005. - Т. 308. - № 1. - С. 9-15.

    11. Кучеренко І.В. Петро-рудногенетіческая модель формування мезотермальних золотих родовищ // Петрографія на рубежі XXI століття: підсумки та перспективи: Матер. II Всеросс. Петроград. совещ., м Сиктивкар, 27-30 червня 2000 р - Т. 3. -Сиктивкар: УрО РАН, 2000. - С. 199-203.

    12. Кучеренко І.В., Миков А.Д., Геря Т.В. та ін. Тектонічні чинники рудоутворення і елементи мінеральної зональності в одному з кварцово-жильних родовищ Східного Сибіру // Питання структурної геології / Под ред. А.І. Родигіна. - Томськ: Изд-во Томського ун-ту, 1987. - С. 28-41.

    13. Ляхов Ю.В., Попівняк І.В. Про фізико-хімічних умовах розвитку золотого зруденіння Північної Бурятії // Известия АН СРСР. Серія геол. - 1977. - № 6. - С. 5-18.

    14. Кучеренко І.В. Позднепалеозойскому епоха золотого зруденіння в докембрийском обрамленні Сибірської платформи // Известия АН СРСР. Сер. геол. - 1989. - № 6. - С. 90-102.

    15. Андрєєва О.Д., Баскина В.А., Богатиков О.А. та ін. Магматичні гірські породи. Ч. 2. - М .: Наука, 1985. - 767 с.

    16. Кучеренко І.В. Просторово-часові і петрохіміче-ські критерії зв'язку освіти золотого зруденіння з глибинним магматизмом // Известия АН СРСР. Серія геол. -1990. - № 10. - С. 78-91.

    17. Кучеренко І.В. Мінералого-петрохимических і геохімічні риси околорудних метасоматізма в Західному золоторудном родовищі (Північне Забайкаллі) // Известия Томського політехнічного університету. - 2005. - Т. 308. - № 5. - С. 32-40.

    18. Кучеренко І.В. Петрологические і металлогенические слідства вивчення малих інтрузій в мезотермальних золоторудних полях // Известия Томського політехнічного університету. - 2004. - Т. 307. - № 1. - С. 49-57.

    19. Неймарк Л.А., Рицк Є.Ю., Різванова Н.Г Герцинський вік і докембрийский корови протоліт баргузинских гранітоїдів Ангаро-Витимского батоліту: і-РЬ і Sm-Nd ізотопні свідоцтва // Доповіді РАН. - 1993. - Т. 331. - № 6. - С. 726-729.

    20. Будніков С.В., Коваленко В.І., Ярмолюк В.В. та ін. Нові дані про вік баргузинського гранитоидного комплексу Ангаро-Витимского батоліту // Доповіді РАН. - 1995. - Т. 344.

    - № 3. - С. 377-380.

    21. Будніков С.В., Коваленко В.І., Антипин В.С. та ін. Нові дані про вік гранітоїдів вітімканского комплексу (Ангаро-Витимский батоліт) // Доповіді РАН. - 1997. - Т. 353. -№ 3. - С. 375-378.

    22. Кременецький А.А. Принципи і технологія різномасштабних прогнозно-пошукових геохімічних робіт // Пошукова геохімія: теоретичні основи, технології, результати. - Алмати: НДІ природних ресурсів ЮГГЕО, 2004. - С. 13-25.

    УДК 550: 361: 553.982

    АНАЛІЗ ПРОСТОРОВИХ, ТИМЧАСОВИХ І геотермічного ЗМІН високов'язких нафти РОСІЇ

    І.Г. Ященко

    Інститут хімії нафти СО РАН, Томськ E-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    Проведено аналіз просторового, тимчасового і геотермічного розподілу високов'язких нафт Росії. Встановлено залежність між високов'язких нафти і глибиною залягання, віком нафт і рівнем теплового потоку. Аналіз закономірностей зміни в'язкості розглянутих нафт в залежності від глубінии залягання показав, що абсолютна більшість їх (понад 82 °%) знаходиться на глибинах до 2000 м. В'язкість в середньому зменшуються зі збільшенням глибини залягання Показано, що більше 74% високов'язких російських нафт розташовуються в палеозойських відкладеннях. Використовуючи геотермічного і нафтогазоносних районування території, показано на прикладі нафт Росії і окремо нафт Західного Сибіру, ​​що в'язкість нафт зменшується зі збільшенням рівня теплового потоку.

    Вступ

    Характерною особливістю сучасної нафтовидобутку є збільшення у світовій структурі сировинних ресурсів частки важко видобувних за-

    пасів нафти, до яких відносяться, в основному, важкі і високов'язкі нафти (ВВН) з в'язкістю 30 мПах або 35 мм 2 / с і вище [1-3]. Запаси таких нафт значно перевищують запаси легких і

    маловязких нафт і, за оцінками фахівців, вони складають не менше 1 трлн. т. У промислово розвинених країнах вони розглядаються не стільки як резерв видобутку нафти, скільки в якості основної бази її розвитку на найближчі роки [1]. Росія володіє значними важко видобувних-мимі запасами нафти і їх обсяг складає близько 55% в загальному обсязі запасів російської нафти.

    Технології збільшення нафтовіддачі високов'язких нафт і регулювання їх реологічних властивостей в процесі транспорту розробляються з урахуванням фізико-хімічних характеристик нафт, тому необхідно вивчення просторових, тимчасових і геотермических змін фізико-хімічних властивостей цих нафт, що і стало метою даної статті. Основу проведення цих досліджень склала створена в Інституті хімії нафти СО РАН світова база даних (БД) за фізико-хімічними властивостями нафти, що включає описи майже 15000 зразків нафти [4-9]. Ця база даних сформована на основі аналізу понад 130 джерел інформації (див., Наприклад, [10-21], повний список використаних для створення БД документів наведено в [9]) і містить близько 2000 записів, що відносяться до високов'язких нафти.

    Просторові закономірності розподілу

    в'язких нафт

    Розглянемо далі розподіл нафтогазоносних басейнів Росії по среднебассейновому значенням в'язкості нафти (рис. 1). З рис. 1 видно, що басейни з високов'язкої (в середньому) нафтою

    поширені в основному на європейській території Росії (Волго-Уральський, Дніпровсько-Прип'ятський, Прикаспійський і Тимано-Печора-ський). А з басейнів азіатській частині Росії до таких належить Енисейско-Анабарський басейн.

    У табл. 1 дана загальна інформація по нафтовим басейнах Росії, що включає обсяг вибірки інформації по басейну, кількість ВВН, кількість родовищ з високов'язкої нафтою в кожному басейні, а також середні значення в'язкості нафт по басейну. Як видно з табл. 1, майже у всіх басейнах Росії (крім Балтійського, Ле-но-Вилюйского і Пенжінского) зустрічаються родовища з ВВН, а самими грузлими в середньому нефтями є нафти Тимано-Печорського басейну. У табл. 1 сірим кольором виділено 5 басейнів (з 12), на території яких середньо-басейнова в'язкість нафт перевищує рівень 35 мм 2 / с.

    На рис. 2 представлено розподіл високов'язких нафт по областям і республікам Російської Федерації, з якого видно, що найбільша кількість ВВН знаходиться в Пермській області - понад 31% і Татарстані - близько 13%, що разом становить понад 44% від усіх високов'язких нафт Росії. Група регіонів Росії, на території яких знаходиться менше 10% в'язких нафт (Башкортостан і Самарська область ВолгоУральского НГБ і Тюменська область Західно-Сибірського НГБ), в сукупності володіють близько 26% від всіх російських в'язких нафт. У багатьох областях Росії практично рівну кількість ВВН (від 1,3 до 4%): Волгоградська, Іркутська,

    Мал. 1. Розподіл нафтогазоносних басейнів по високов'язких нафти

    Якутія 3.7%-

    Чечено-Інгушетія 1.9%-

    Ульяновська 1.9%-

    Удмуртія 2.7%-

    Тюменська I 8.3%

    Томська 3.8%

    Татарстан 12.8%

    С т АВР Ополе ський 0.1%

    кран Сахалінська 2.0%

    Саратовська 0.3%-

    Самарська

    Мал. 2. Розподіл високов'язких нафт по регіонах Росії

    Оренбурзька, Сахалінська, Томська і Ульяновська області, Краснодарський край, республіки Удмуртія, Чечено-Інгушетія і Якутія. Загалом, на територіях перерахованих районів знаходиться близько 28% від ВВН Росії. До 1% в'язких нафт знаходиться в багатьох районах Росії - це Архангельська, Ростовська і Саратовська області, Красноярський і Ставропольський краї, республіка Комі і Дагестан.

    Таблиця 1. Розподіл високов'язких нафт Росії по басейнах і родовищах

    3% Волгоградська, 3% Дагестан

    6% Іркутська

    % Краснодарський край

    6% Красноярський край

    .4% Оренбурзька .2% Пермська

    Нафтогазоносний басейн Обсяг вибірки з БД Кількість зразків ВВН в басейні Кількість родовищ в Польщі-дений з ВВН Середня в'язкість нафт басейну, мм 2 / с

    Балтійський 28 - - 7,30

    Волго-Уральський 2661 545 181 47,13

    Дніпровсько-Прип'ятський 662 33 16 37,53

    Енисейско-Анабарський 65 2 + 2 84,49

    Західно-Сибірський 2645 27 27 23,11

    Лено-Вілюйський 155 - - 11,42

    Лено-Тунгуський 688 52 13 23,39

    Охотський 301 16 8 25,73

    Пенжінскій 7 - - 2,33

    Прикаспійський 460 101 33 109,71

    Північно-Кавказький 1518 63 26 29,21

    Тимано-Печорський 342 13 8 1221,46

    На рис. 3 наведені графічні залежності в'язкості нафт Росії від географічних довготи і широти. Чорними квадратами відзначені на графіках значення в'язкості, усереднені в зазначеному на рис. 3 інтервалі значень довготи і широти. За даними рис. 3, а, виходить, що найбільш в'язкі нафти знаходяться в інтервалі значень довготи від 54 до 60 °, що відповідає розташуванню Волго-Уральського, Прикаспійського і Тимано-Пе-чорского басейнів. Мал. 3, б, показує, що найбільш в'язкі нафти Росії знаходяться в широтному інтервалі від 68 до 72 ° з Енисейско-Анабарского і Тимано-Печорського басейнів.

    Мал. 3. Меридіональна (а) і широтная (б) залежності в'язкості нафти Росії

    Детальна інформація з бази даних про фізико-хімічних, геохімічних властивостях високов'язких нафт Росії і пластових умовах їх залягання представлена ​​в табл. 2.

    З табл. 2 за даними з БД [4-9] слід, що високов'язкі нафти Росії в середньому є важкими, сірчистими, малопарафіністимі, високосмолістимі, асфальтеновой і з низьким вмістом фракції Н.К. - 200 ° С.

    Залежність в'язкості нафти від глибини залягання

    Розглянемо докладно залежність в'язкості нафти від глибини залягання. На рис. 4 представлено розподіл інформації з БД про високов'язких нафтах основних нафтогазоносних територій Росії. Для російських високов'язких нафт глибина залягання обмежується 4000 м і більше все-

    го нафт (понад 68%) залягає на глибині від 1000 до 2000 м. Абсолютна більшість високов'язких нафт Росії (понад 82%) знаходиться на глибинах до 2000 м і близько 18% - в інтервалі глибин від 2000 до 4000 м (рис. 4) . Таким чином, спостерігається тенденція зменшення в середньому кількості вузьких нафт з ростом глибини залягання (рис. 4).

    Таблиця 2. Властивості високов'язких нафт Росії і їх умов залягання

    2000 м до в'язкості на глибині 3000 ... 4000 м рівній близько 50 мм 2 / с.

    Показники Обсяг вибір-ки Середнє значен ня Інтервал зраді ний Довері- вальний інтервал

    Щільність, г / см3 770 0,91 0,8 ... 1,0 0,002

    Вміст сірки, мас. % 669 2,29 0,0 ... 5,4 0,09

    Зміст парафінів, мас. % 615 3,58 0,0 ... 21,8 0,19

    Зміст смол, мас. % 531 17,26 1,4 ... 60,0 0,57

    Зміст асфальті-нів, мас. % 564 4,56 0,00 ... 23,4 0,24

    Фракція Н.К. - 200 ° С, мас. % 155 13,87 1,2 ... 24,2 0,73

    Фракція Н.К. - 300 ° С, мас. % 135 30,37 14,0 ... 49,0 1,09

    Фракція Н.К. - 350 ° С, мас. % 121 38,27 17,1 ... 58,3 0,94

    Зміст вольфраму, мас. % 40 0,03 12 про "о, про" 0,01

    Вміст нікелю, мас. % 31 0,01 0,0 ... 0,05 0,003

    Ставлення пристав до фітану 40 0,99 0,6 ... 4,35 0,19

    Температура пласта, ° С 312 36,82 7,0 ... 109,0 2,06

    Тиск пласта, мПа 299 16,83 1,3 ... 221,2 1,33

    360

    90

    73

    - 3

    Мал. 5.

    глибина залягання, м

    Залежність в'язкості високов'язких нафт Росії від глибини залягання

    400

    4 350

    І

    м 300

    І 250

    М

    про 200

    л

    У 150

    | 100

    5 50

    про

    0-1000 1000-2000 2000-3000 3000-4000

    глибина, м

    Мал. 4. Розподіл високов'язких нафт в БД Росії по глибині залягання

    На рис. 5 приведена графічна залежність зміни середньої в'язкості високов'язких нафт від глибини залягання. Чорними квадратами відзначені на графіку значення в'язкості, усереднені в зазначеному інтервалі значень глибини залягання.

    Найбільш в'язкі нафти на території Росії знаходяться в середньому на глибині від 1000 до 2000 м (рис. 5). І далі, на рис. 5 спостерігається тенденція зменшення в середньому в'язкості нафт з ростом глибини залягання. Середня в'язкість російських ВВН з ростом глибини зменшується приблизно в 9 разів - від близько 430 мм2 / с на інтервалі глибини до

    Залежність в'язкості нафти від віку

    нефтевмещающіх порід

    Аналіз змін в'язкості нафт від геологічного віку нефтематерінскіх порід грунтувався на дослідженні близько 750 зразків з БД російських ВВН з відомим віком. Розподіл фактичного матеріалу по епохах (кайнозойская, мезозойська, палеозойська і протерозойская) і стратиграфическим підрозділам наведено на рис. 6. Масив даних палеозойских ВВН Росії (рис. 6, а) є найбільш представницьким - 556 зразків, що становить понад 74% від загальної кількості російських ВВН. Приблизно рівна кількість вузьких нафт залягає у відкладеннях кайнозоя і мезозою (близько 9 і 12% відповідно), в протерозойских відкладеннях найменшу кількість ВВН - більше 5%.

    Для проведення більш детальних статистичних досліджень закономірностей зміни в'язкості ВВН в залежності від геологічного віку були сформовані масиви даних з БД по підрозділам стратиграфічної шкали - неогенова, палеогеновая, крейдяний, юрська, тріасова, Пермська, кам'яновугільна, девонская, силурійські, ордовикская і кембрійських системи (рис . 6, б). На рис. 6, б, найбільш представницькими за кількістю даних російських ВВН є масиви даних кам'яновугільної (нижньої і середньої) стратиграфической системи, для якої обсяг інформації дорівнює 59,2% від загальної кількості високов'язких нафт Росії. В БД міоценових, нижньокрейдових і верхнедевонских високов'язких російських нафт практично рівну кількість - 7,08, 7,21, і 6,81% відповідно.

    Розглянемо зміни в'язкості високов'язких нафт Росії в залежності від геологічного віку. Отримані результати аналізу представлені на рис. 7, з яких можна зробити наступні висновки: в мезозої в середньому спостерігається найвище значення в'язкості високов'язких нафт, в кайнозої і палеозої практично рівні значення середньої в'язкості - 132 і 127 мм 2 / с відповід-

    1Л 600 ш 1 600 V? 400 ш 300 зі ш 200 I 100 5 про к / / / / у UL Ш Кайнозой Мезозой Палеозой Протерозой

    5

    8 250 | Про

    X

    про

    66 38 про <11 -

    / ГЗ I Р з П п

    Кайнозой Мезозой Палеозой Протерозой геологічні епохи N г (П N г га я я я і Z Z О. CL О. К2 К1 -J3 | J2 J1 | ТгЗ ТГ2 -Тг1 - CLU.UUUOQCI w LU LU UJ стратиграфічні підрозділи >

    а б

    Мал. 6. Розподіл високов'язких нафт Росії з БД за геологічними епох (а) і стратиграфическим підрозділам (б)

    ного. У протерозойских відкладеннях - нафти в середньому найменш в'язкі (близько 64 мм 2 / с). Хід цих залежностей на рис. 7 представлений графіками значень в'язкості, усереднених в зазначеному віковому інтервалі геологічної ери (рис. 7, а) і стратиграфічного підрозділу (рис. 7, б).

    Як видно з рис. 7, б, максимальні значення в'язкості спостерігаються при переході від однієї геологічної ери до іншої, зокрема, при переході від кайнозою до мезозою, від мезозою до палеозою і палеозою до протерозою, що може бути пояснено впливом трансгресії і регресій Світового океану за аналогією з нашими дослідженнями зміни хімічного складу нафт [22-24].

    Таким чином, максимальне значення в'язкості для російських ВВН спостерігається в мезозойських відкладеннях, в палеозої і кайнозої значення в'язкості ВВН практично рівні, а в протерозої значення в'язкості саме мінімальне, а хід кривої зміни в'язкості нафт в залежності від віку по стратиграфическим інтервалах характеризується наступним: максимальні значення в'язкості нафт спостерігаються в періоди переходу від однієї геологічної ери до іншої.

    Залежність в'язкості нафти від рівня теплового потоку

    Тепловий потік - один з головних енергетичних джерел геологічних процесів на Землі. Температурні умови в земній корі є рушійною силою, яка приводить в дію механізм утворення вуглеводнів з розсіяного органічної речовини і впливає на подальшу трансформацію їх в покладах протягом геологічної історії конкретних нафтогазоносних регіонів [25, 26]. Зазначені обставини визначають інтерес до досліджень теплового режиму нафтогазоносних областей. Вивченням теплових потоків займалися багато вчених, зокрема, В.Т балобана, Н.Л. Добрецов, А.Д. Дучке, А.Г. Кірдяшкін, А.Р. Курчик, С.В. Лисак, Я.Б. Смирнов, А.А. Смислів і ін. [25-31].

    Для вивчення взаємозв'язку властивостей нафт з рівнем теплового потоку проведено зіставлення карти геотермічного районування з картою нафтогазоносності Росії (рис. 8). Наскільки можна судити за літературними даними, наприклад [27-31], найбільш повна інформація про тепловому потоці в даний час є для території

    Мал. 7. Зміна в'язкості ВВН Росії в залежності від віку порід за геологічними епох (а) і стратиграфическим підрозділам (б)

    | | територія континенту Області з різним рівнем теплового потоку:

    I | нафтогазоносні басейни ^ ію-20 I 130-40 I-150-60 I-170-80 ^ |90-100

    ??20-30 Н] 40-50 ?? 60-70 80-90

    Мал. 8. Районування нафтогазоносних територій Росії за рівнем теплового потоку, мВт / м2

    Росії. Більш того, в БД з 15000 зразків нафти половина також відноситься до території Росії. У зв'язку з цим подальший аналіз розподілу нафт в залежності від рівня теплового потоку проведемо для території Росії, де тепловий потік вивчений досить повно і представлений на рис. 8.

    Як видно з рис. 8, території таких нафтогазоносних басейнів Росії, як Північно-Кавказький, Західно-Сибірський, Лено-Вілюйський, Пенжінскій і особливо Охотський, мають підвищений рівень теплового потоку. Так, значення теплового потоку в Охотському басейні змінюються від 50 до 90 мВт / м2, Пенжінском - від 50 до 70 мВт / м2, Лено-Вилюйском - від 30 до 90 мВт / м2, Північно-Кавказькому - від 30 до 80 мВт / м2 , західносибірської - від 30 до 70 мВт / м2. Лено-Тунгуський басейн має в середньому найнижчим рівнем теплового потоку - від 10 до 60 мВт / м2.

    Розглянемо зміна в'язкості російських нафт в залежності від рівня теплового потоку (табл. 3). Порядок розгляду нафтогазоносних басейнів в табл. 3 встановлений відповідно до зміни рівня теплового потоку - від високого рівня в Охотському і Пенжінском басейнах до найменшого в Лено-Тунгуський басейні.

    На рис. 9, де представлено зміна в'язкості нафт в залежності від рівня теплового потоку, виявляється явна тенденція зменшення в'язкості нафт зі збільшенням рівня теплового потоку. Так, Тимано-Печорський НГБ розташований на території в середньому з найнижчим рівнем теплового потоку (30 мВт / м2), а в'язкість нафт цього басейну є найвищою на території Росії. З найвищим рівнем теплового потоку є Пенжінскій (60 мВт / м2), Лено-Ві-люйскій (60 мВт / м2) і Охотський (70 мВт / м2) басейни, з яких у двох басейнах (Лено-Вилюй-

    ському і Пенжінском) отсутствую високов'язкі нафти, а в Охотському - їх мінімальне число.

    Таблиця 3. Зміна в'язкості нафт Росії в залежності від рівня теплового потоку

    Статистичні характеристики В'язкість при 20 ° С, мм 2 / с

    Середнє значення 25,73

    Довірчий інтервал 6,02

    Обсяг вибірки 301

    Середнє значення 2,33

    Довірчий інтервал -

    Обсяг вибірки 7

    Середнє значення 11,42

    Довірчий інтервал 2,00

    Обсяг вибірки 155

    Середнє значення 29,21

    Довірчий інтервал 6,78

    Обсяг вибірки 1518

    Середнє значення 23,11

    Довірчий інтервал 5,66

    Обсяг вибірки 2645

    Середнє значення 84,49

    Довірчий інтервал 24,84

    Обсяг вибірки 65

    Середнє значення 47,13

    Довірчий інтервал 3,82

    Обсяг вибірки 2661

    Середнє значення 1221,46

    Довірчий інтервал 808,18

    Обсяг вибірки 342

    Середнє значення 23,39

    Довірчий інтервал 5,58

    Обсяг вибірки 688

    Інтервал змін рівня теплового потоку, мВт / м2 (середнє значення)

    нафтогазоносний басейн

    50 ... 90

    (70)

    полювань-

    ський

    50 ... 70

    (60)

    Пенжино-

    ський

    30 ... 90

    (60)

    Лено-

    Вилюй-

    ський

    30 ... 80

    (55)

    північно-

    Кавказ-

    30 ... 70

    (50)

    Західно-

    Сибір-

    ський

    30 ... 60

    (45)

    Єнісей-

    ско-Ана-

    панський

    20 ... 50

    (35)

    Волго-

    Урал-

    ський

    20 ... 40

    (30)

    Тимано-

    Печора-

    ський

    10 ... 60

    (30)

    Лено-

    Тунгус-

    ський

    рівень теплового потоку, мВт / м ^

    Мал. 9. Зміна в'язкості нафт в залежності від рівня теплового потоку для басейнів: 1) Лено-Тунгуський, 2) Тимано-Печорський, 3) Волго-Уральський, 4) Єні-сейско-Анабарський, 5) Західно-Сибірський, 6) Північно Кавказький, 7) Лено-Вілюйський, 8) Пенжінскій, 9) Охотський

    Деякі результати дослідження впливу теплового потоку на зміну фізико-хімічних властивостей нафт викладені в нашій роботі [28] на прикладі Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну. Отримані дані зміни в'язкості нафт в залежності від рівня теплового потоку в табл. 4 і на рис. 9 підтверджують раніше встановлену залежність зміни фізико-хімічних властивостей нафт на прикладі родовищ Західно-Сибірського НГБ в нашій роботі [28]. Зокрема, на прикладі нафт Західного Сибіру було встановлено, що чим вище рівень теплового потоку нафтогазоносної території, тим нафти цієї території є дуже вÕязкими; в табл. 4 представлені статистичні дані зміни в'язкості нафт для кожної зони теплового потоку на території Західно-Сибірського нафтогазоносного басейну.

    Таблиця 4. Зміна в'язкості нафт Західного Сибіру в залежності від рівня теплового потоку

    Статистичні характеристики Рівень теплового потоку, мВт / м2

    більше 60 від 50 до 60 менше 50

    Середнє значення в'язкості, мм 2 / с 7,74 15,62 18,56

    Довірчий інтервал 2,31 4,08 5,78

    Кількість родовищ 26 116 30

    висновок

    Аналіз просторових закономірностей високов'язких російських нафт показав наступне. Майже у всіх нафтогазоносних басейнах Росії, крім Балтійського, Лено-Вилюйского і Пенжінского, залягають високов'язкі нафти (в'яз-

    кістка більше 35 мм 2 / с), самі в'язкі нафти розташовані в Прикаспійському і Тимано-Печорському басейнах. Найбільша кількість ВВН знаходиться Пермської області (31%) і Татарстані (13%). Проведено аналіз меридіональної і широтной залежностей в'язкості нафт. Встановлено тенденції збільшення усереднених величин в'язкості на території Росії в напрямку від сходу на захід і від півдня на північ, що опинилися найбільшими у високих широтах (в інтервалі від 68 до 72 °), а по довготі - в інтервалі від 54 до 60 °, що географічно відповідає європейській території Росії і граничним територіям між Європою і Азією.

    Проведено аналіз фізико-хімічних властивостей російських високов'язких нафт. Показано, що ВВН в середньому є важкими, сірчистими, високосмолістимі, асфальтеновой нефтями з низьким вмістом фракції Н.К. 200 ° С.

    З аналізу закономірностей зміни в'язкості високов'язких нафт в залежності від глибини залягання слід, що абсолютна більшість ВВН (понад 82%) знаходиться на глибинах до 2000 м і в'язкість в середньому зменшуються зі збільшенням глибини залягання приблизно в 9 разів - від близько 430 мм2 / с на інтервалі глибини до 2000 м до в'язкості дорівнює 50 мм 2 / с на глибині 3000 ... 4000 м.

    Виявлено закономірності зміни в'язкості ВВН в залежності від геологічного віку. Показано, що більше 74% високов'язких російських нафт розташовуються в палеозойських відкладеннях. Встановлено, що спостерігається в середньому для ВВН Росії максимальне значення в'язкості в мезозойських нефтевмещающіх породах, в палеозойських і кайнозойських - в середньому майже рівні значення в'язкості, саме мінімальне значення в'язкості в'язких нафт - в протерозойских відкладеннях.

    Використовуючи геотермічного і нафтогазоносних районування території, показано на прикладі нафт Росії і окремо нафт Західного Сибіру, ​​що в'язкість нафт зменшується зі збільшенням рівня теплового потоку.

    Таким чином, за допомогою статистичного і просторового аналізу проведено комплексний аналіз закономірностей розподілу високов'язких нафт по місцю розташування, геологічному віку і рівню теплового потоку. Виявлені закономірності просторових, тимчасових і геотермических змін високов'язких нафт можуть бути використані з метою підвищення і уточнення геологічних і нафтохімічних прогнозів нефтеносности територій і при вирішенні інших завдань нафтової геології.

    Робота виконана за підтримки гранту РФФД «Об» (проект № 05-05-98009).

    СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

    1. Антоніаді Д.Г, Валуйский АА., Гаруша А.Р. Стан видобутку нафти методами підвищення нефтеизвлечения в загальному обсязі світового видобутку // Нафтове господарство. - 1999. - № 1. - С. 16-23.

    2. Артемінко А., Кащавцев В. В'язка справу // Нафта Росії. -

    2003. - № 11. - С. 30- 33.

    3. Назьев В. Залишкові, але не другорядні // Нафтогазова вертикаль. - 2000. - № 3. - С. 21-22.

    4. Ан В.В., Козин Е.С., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Геоінфор-мационного система для дослідження закономірностей просторового розподілу ресурсів нафти і газу // Проблеми навколишнього середовища і природних ресурсів. - 2000. -№11. - С. 15-24.

    5. Ан В.В., Козин Е.С., Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. База даних по хімії нафти і перспективи її застосування в геохімічних дослідженнях // Геологія нафти і газу. - 2000. - № 2. - С. 49-51.

    6. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г, Козин Е.С., Ан В.В. База даних по складу і фізико-хімічними властивостями нафти і газу (БД нафти і газу) // Офіційний бюлетень Російського агентства по патентах і товарних знаків «Програми для ЕОМ. Бази даних. Топології інтегральних мікросхем ». -2001. - № 3 - С. 340-341.

    7. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г, Козин Е.С., Ан В.В. База даних по складу і фізико-хімічними властивостями нафти і газу (БД нафти і газу), зареєстрована в Роспатенті, свідоцтво № 2001620067 від 16.05.2001 р.

    8. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г геостатистичного аналіз розподілу нафт по їх фізико-хімічними властивостями // Геоінформатика. - 2004. - № 2. - С. 18-28.

    9. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Фізико-хімічні властивості нафт: статистичний аналіз просторових і часових змін. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, філія «Гео», 2004. - 109 с.

    10. Поконова Ю.В. Нафта і нафтопродукти. - СПб .: АНО НВО «Світ і Сім'я», 2003. - 904 с.

    11. Нафти СРСР. Довідник. Т 1. Нафти північних районів Європейської частини СРСР і Уралу. - М .: Хімія, 1971. - 504 с.

    12. Нафти СРСР. Довідник. Т. 2. Нафти Середнього і Нижнього Поволжя. - М .: Хімія, 1972. - 392 с.

    13. Нафти СРСР. Довідник. Т. 3. Нафти Кавказу і західних районів Європейської частини СРСР. - М .: Хімія, 1972. - 616 с.

    14. Нафти СРСР. Довідник. Т. 4. Нафти Середньої Азії, Казахстану, Сибіру і о. Сахалін. - М .: Хімія, 1974. - 792 с.

    15. Нафти СРСР. Довідник. Додатковий тому. - М .: Хімія, 1975. - 87 с.

    16. Довідник по нафтових і газових родовищ зарубіжних країн. Кн. 1. Європа. Північна і Центральна Америка. - М .: Недра, 1976. - 676 ​​с.

    17. Довідник по нафтових і газових родовищ зарубіжних країн. Кн. 2. Південна Америка. Африка. Близький і Середній Схід. Південна Азія. Центральна Азія і Далекий Схід. Південно-Східна Азія та Океанія. Австралія і Нова Зеландія. - М .: Недра, 1976. - 584 с.

    18. Нафти і гази родовищ зарубіжних країн. довідник.

    - М .: Недра, 1977. - 327 с.

    19. Кадастр зарубіжних країн, що володіють природними ресурсами нафти і газу. - Т. 1. - Л .: Недра, 1983. - 335 с.

    20. Кадастр зарубіжних країн, що володіють природними ресурсами нафти і газу. - Т. 2. - Л .: Недра, 1983. - 319 с.

    21. International Petroleum Encyclopedia. Printed in U.S.A., (Ed. J.C. Mc Caslin). - Tulsa, Texas: Penn Well Publishing Co., 1989. - 394 p.

    22. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Закономірності мінливості вмісту смол і асфальтенів в нафтах Євразії // Геологія і геофізика. - 2003. - Т. 44. - № 7. - С. 695-701.

    23. Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Циклічний характер змін хімічних властивостей нафт в залежності від віку порід // Геологія нафти і газу. - 2003. - № 6. - С. 53-57.

    24. Ященко І.Г Циклічність змін в нафтах вмісту сірки і парафінів в залежності від віку нефтевмещающіх порід // Известия Томського політехнічного університету.

    - 2004. - Т. 307. - № 3. - С. 54-59.

    25. Добрецов Н.Л., Кірдяшкін А.Г, Кірдяшкін А.А. Глибинна геодинаміка. - Новосибірськ: Изд-во СО РАН, філія «ГЕО», 2001. - 409 с.

    26. Макаренко Ф.А., Сергієнко С.І. Глибинний тепловий потік в локальних нафтогазоносних структурах континентів // Известия АН СРСР. Серія геологічна. - 1974. - № 1. -С. 70-76.

    27. Дучке А.Д., Соколов Л.С., балобан В.Т., Девяткин В.Н., Кононов В.І., Лисак С.В. Тепловий потік і геотемпературное поле Сибіру // Геологія і геофізика. - 1997. - Т. 38. - № 11.

    - С. 1716-1729.

    28. Дучке А.Д., Лисак С.В., балобан В.Т та ін. Теплове поле надр Сибіру. - Новосибірськ: Наука, 1987. - 190 с.

    29. Курчик А.Р., Ставицький Б.П. Геотермія нафтогазоносних областей Західного Сибіру. - М .: Недра, 1987. - 134 с.

    30. Підгорний Л.В., Хуторський М.Д. Карта планетарного теплового потоку масштабу 1: 30000000 (пояснювальна записка). -М.-СПб .: Изд-во ВНДІ Океангеологія, 1997. - 33 с.

    31. Смислов А.А., Моісеєнко У.И., Чадович ТЗ. Тепловий режим і радіоактивність Землі. - Л .: Недра, 1979. - 191 с.

    32. Ященко І.Г., Поліщук Ю.М., Рихванов Л.П. Аналіз взаємозв'язку фізико-хімічних властивостей нафт з рівнем теплового потоку // Геологія нафти і газу. - 2003. - № 3. - С. 17-24.


    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити