К оглавлению

УДК 553.982:539.551

Характеристика высоковязких нефтей и условия залегания их скоплений

Э.М. ХАЛИМОВ, И.М. КЛИМУШИН, Л.И. ФЕРДМАН, Н.И. МЕССИНЕВА, Л.Н. НОВИКОВА (ВНИИ)

Снижение темпов прироста ресурсов нефти обусловливает повышенный интерес к высоковязким нефтям (ВВН), число месторождений которых во многих странах мира в последние годы значительно возросло. Так, в СССР количество месторождений таких нефтей, открытых за период 1961-1984 гг., увеличилось в несколько раз. В ряде капиталистических стран (США, Канада, Венесуэла) разработка месторождений ВВН играет заметную роль в стабилизации уровней добычи нефти [3, 4].

Термин «высоковязкие нефти» не имеет строгого количественного определения. Это касается как нижней, так и верхней границ величин вязкости (), которые определяются главным образом с технологических позиций. По существующим у нас в стране представлениям к высоковязким относят нефти с >=0,03 Па*с в пластовых условиях, исходя из предположения, что применение обычного (чистого) заводнения эффективно при вытеснении нефтей с вязкостью меньше этого значения. В системе Миннефтепрома эта величина используется как при дифференцированном анализе структуры запасов нефти в стране, так и при оценке перспектив добычи ее за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. Имеются, однако, публикации [1, 7], в которых в качестве нижней границы вязкости ВВН называются 0,01 и 0,04 Па*с.

В иностранной литературе, особенно американской, чаще употребляется термин «тяжелые нефти», который отождествляется с понятием «высоковязкие нефти». По разным источникам [3, 4, 9,10], к ним относят нефти плотностью () свыше 0,920-0,935 г/см³ (10-20° АНИ). Вообще же можно высказать предположение, что использование плотности нефти в качестве классификационного критерия обусловлено большей простотой и оперативностью ее определения по сравнению с вязкостью.

При существовании общей зависимости между плотностью и вязкостью нефтей в Советском Союзе и за рубежом выявлено достаточно большое число залежей, содержащих тяжелые, но не высоковязкие нефти или высоковязкие, но не тяжелые нефти [8]. В понятии «тяжелые высоковязкие нефти» смешаны две разные характеристики нефтей, используемые в промысловой практике для различных целей. Плотность нефтей представляет интерес для специалистов, занимающихся вопросами ее переработки, а вязкость привлекает внимание специалистов в области разработки нефтяных месторождений.

Кроме того, причины утяжеления и снижения подвижности нефтей едины и в то же время различны. В случаях их единой природы, например, процессов деасфальтизации или биодеградации, отмечается одновременное и чаще всего одномасштабное увеличение плотности и вязкости. Но тяжесть нефтей нередко определяется содержанием в них металлов, механических примесей, серы, однако это не обязательно должно увеличивать вязкость нефтей. В то же время, повышенное содержание нефти. Именно подобного рода особенности влекут нарушение зависимости между различными физико-химическими характеристиками нефтей.

За верхнюю границу вязкости ВВН за рубежом чаще всего принимают величину 10 Па*с [3, 9, 10]. Это обосновывается тем, что залежи нефти вязкостью менее указанной величины в отличие от битумных можно разрабатывать, хотя и неэффективно, на естественном режиме через скважины. В качестве верхней границы плотности ВВН рекомендовались значения от 0,965 до 1 г/см³ [9, 10].

У нас в стране определение этой границы осуществлялось либо на основе изучения группового состава нефтей [2, 5], либо по величине их вязкостей, отмечаемой в большинстве залежей [2], либо статистическим методом [1]. Именно этим можно объяснить значительные расхождения в величинах некоторых характеристик ВВН, рекомендуемых различными авторами. Причем нередко смешиваются термины «высоковязкие нефти» и «природные битумы» [5, 6].

Большинство отечественных исследователей указывают величины предельной вязкости ВВН, не превышающие 1-2 Па*с. При этом необходимо отметить низкую степень изученности физико-химических свойств ВВН, особенно на месторождениях Средней Азии и Западной Сибири, по которым имеются лишь единичные их пробы.

Вместе с тем представляется целесообразным за предельную вязкость ВВН принять величину 10 Па*с, учитывая последние данные, нашедшие отражение в материалах XI Мирового нефтяного конгресса [10], и для приведения используемой в СССР классификации УВ в соответствие с международной.

Хотя вязкость УВ во многом определяет выбор методов и способов их извлечения, однако одного этого параметра недостаточно при отнесении их к тому или иному виду. При решении подобного вопроса необходим комплексный подход и прежде всего учет группового состава УВ. Дифференциация УВ по величине их плотности, как это практикуется за рубежом, на наш взгляд, мало обоснована.

Анализ материалов более чем по 500 залежам ВВН Советского Союза показал, что состав и свойства последних изменяются в широких пределах: вязкость до 15 Па*с, плотность от 0,838 до 0,998 г/ см³, содержание (%): смол достигает 72, асфальтенов 14,3 углерода 72,6-86,1, водорода 11,4, серы 5,2.

Изучение изменения группового состава ВВН позволило выделить три группы таких нефтей с учетом характера распределения их вязкости (таблица).

Проведенный анализ выявил существенное различие состава ВВН выделенных групп. Примечателен тот факт, что высокие значения содержания масел (более 80 %) отмечаются по всему диапазону изменения вязкости; в содержании смол подобных перекрытий значительно меньше. В то же время выявляется большая изменчивость наличия смол и асфальтенов по сравнению с содержанием масел.

В условиях частого отсутствия данных о вязкости нефтей практический интерес представляет установление ее взаимосвязи с плотностью. Подобная зависимость для отечественных и зарубежных месторождений нефти и природных битумов приводится в работе [1], однако точность ее недостаточно высока (коэффициенты корреляции 0,37-0,52).

Основываясь на результатах проведенных нами исследований, была предпринята попытка учесть групповой состав нефтей при изучении зависимости между  и . Установлено, что среди основных характеристик состава нефтей относительно устойчивая связь этих двух параметров (коэффициенты корреляции 0,67-0,75) проявляется при учете содержания в них смол (рис. 1).

Основное применение получаемой зависимости - определение вязкости нефтей по известным двум другим параметрам. Анализ же ее свидетельствует о соответствии названных выше граничных значений некоторых параметров ВВН. Так, их вязкость при предельной плотности, принимаемой многими отечественными и зарубежными исследователями равной 0,965 г/ см³, и среднем содержании в них смол около 30 % составляет 2 Па*с, а при максимальном значении =0,998 г/см³ - около 10 Па*с.

Месторождения ВВН выявлены практически во всех основных нефтедобывающих районах Советского Союза, расположенных в 12 нефтегазоносных бассейнах (НГБ) различных генетических типов.

Наиболее активно процессы образования ВВН происходили в бассейнах впадин и синеклиз древних и молодых платформ. В пределах платформенных НГБ установлено наибольшее число месторождений с исследуемыми нефтями (237), в которых содержится 93,3 % всего количества ВВН. Основная же часть последних приурочена к Волго-Уральскому (34,4 %), Западно-Сибирскому (24,9 %) и Тимано-Печорскому (23,6 %) бассейнам. Вместе с тем они различаются существенно условиями залегания и характеристикой масштабов скоплений ВВН. Так, для первого из них характерно присутствие большого числа мелких, в пределах двух других выявлено соответственно 6 и 13 более значительных по размерам месторождений ВВН.

В бассейнах предгорных прогибов альпийских орогенных поясов рассматриваемые месторождения немногочисленны (14). На их долю приходится всего 1,3 % всего количества ВВН, из которых более половины сосредоточено на месторождениях Азово-Кубанского НГБ.

Бассейны межгорных впадин и прогибов альпийских орогенов включают 39 месторождений ВВН, доля которых составляет 5,4 %.

Залежи ВВН в осадочном разрезе нефтегазоносных бассейнов выявлены в широком диапазоне глубин: от 50 (Доссорское, Танатарское в Казахстане) до 4800м (Сарыкамышское в Таджикистане). Однако наибольшее число залежей, в которых содержится более половины ресурсов ВВН (51,1 %), залегает на глубинах 800-1400 м (рис. 2). Для них характерны пластовые температуры порядка 23-25 °С и давление 12-14 МПа [7]. Интересно, что относительно крупные скопления ВВН локализуются в интервале глубин от 130 до 950 м.

Отмеченное распределение в целом отвечает тем теоретическим концепциям, в соответствии с которыми процессы превращения нефтей происходили непосредственно в пласте под влиянием тектонических, геохимических и гидродинамических факторов.

Основные ресурсы ВВН (58,2 %) связаны с палеозойскими отложениями (девон, карбон, пермь) нефтегазоносных бассейнов впадин и синеклиз древней Восточно-Европейской платформы. Мезозойские образования контролируют залежи ВВН в бассейнах молодых платформ (35,1 % ресурсов). В НГБ предгорных и межгорных прогибов и впадин скопления ВВН связаны с отложениями палеогена, неогена и частично антропогена.

Залежи ВВН приурочены к терригенным и карбонатным коллекторам, в которых сосредоточено соответственно 63,5 и 26,5 % ресурсов. В отдельных районах они связаны только с терригенными породами (Тюменская область, Азербайджан, о. Сахалин, Краснодарский край, Чечено-Ингушская АССР), в других - только с карбонатными (Оренбургская область, Таджикистан).

В большинстве случаев залежи ВВН находятся совместно с залежами обычных нефтей, обусловливая в определенной степени зональный характер строения нефтяных месторождений.

Подтверждение этого - закономерное уменьшение вязкости нефтей с глубиной (см. рис. 2).

Отмечается также и определенная пространственная зональность в размещении месторождений ВВН В пределах НГБ. В бассейнах впадин древних и молодых платформ ареалы распространения залежей ВВН достаточно четко контролируются границами положительных структурных элементов II и III порядков: сводов, валов, мегавалов, как правило, осложняющих центральные части бассейнов. В бассейнах предгорных и межгорных прогибов и впадин наиболее благоприятными структурными условиями для концентрации скоплений ВВН характеризуются прибортовые зоны развития систем антиклинальных складок. При этом масштабы образования скоплений ВВН находятся в прямой зависимости от величины воздымания крупных структурных элементов на завершающем кайнозойском этапе тектогенеза [8].

Выводы

1. Для решения практических задач целесообразно в качестве основного классификационного критерия нефтей использовать их вязкость в пластовых условиях и изучать ее зависимость от плотности и группового состава.

2. Для более обоснованного установления предельных значений параметров ВВН необходимо значительно увеличить количество проб и число их физико-химических анализов. Предлагаемое в работе предельное значение вязкости ВВН потребует существенного изменения отношения к освоению неглубокозалегающих скоплений УВ, относимых ранее к природным битумам.

3. Месторождения ВВН развиты практически во всех основных нефтедобывающих районах страны. По условиям залегания они аналогичны залежам обычных нефтей, отличаясь меньшими масштабами проявлений, глубиной залегания, пластовыми температурами и давлениями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Веревкин K.И., Дияшев Р.Н. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи.- Нефтяное хоз-во, 1982, № 3, с. 31-34.

2. Геологические факторы формирования скоплений природных бутумов / Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Л.И. Фердман, И.С. Гольдберг - Геология нефти и газа, 1984, № 9, с. 46-52.

3. Депюи Марк А. Разработка месторождений тяжелой нефти.- Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982, № 1, с. 34-37.

4. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей. Обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1982, с. 41-42.

5. О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии / С.X. Айгистова, Р.X. Муслимов, Р.С. Касимов, А.Н. Садыков.- РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. М„ 1980, № 2, с. 13-15.

6. Перспективы ввода в разработку залежей тяжелых нефтей и природных битумов / И.М. Мякишев, Р.Н. Дияшев, З.А. Янгуразова, Р.X. Муслимов.- Нефтяное хоз-во, 1983, № 2, с. 32-36.

7. Скороваров Ю.Н., Требин Г.Ф., Капырин Ю.В. Условия залегания тяжелых высоковязких нефтей месторождений СССР.- Геология нефти и газа, 1984, № 7, с. 11 -13.

8. Формирование и пространственное распределение вязких и твердых нафтидов в нефтегазоносных бассейнах / Н.Н. Лисовский, Э.М. Халимов, Л.И. Фердман, И.М. Климушин - Мат. XXVII Международного геол. конгресса. Секция С, 1-3, т. 13, М., 1984, с. 34-45.

9. Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumes categorized to help assess resources, technigues,- Oil and Gas, 1983, vol. 81, No 27, p. 78-82.

10. Martinez A.R., Ion D.C., De Sorsy G.J. Classification and nomenclature systems for petroleum reserves.- Special report for the XI World Petroleum Congress. London, 1983.

Таблица Характеристики пластовых нефтей различной вязкости

Вязкость, Па*с	Плотность, г/см^3			Содержание, %
	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	масел			смол			асфальтенов
				интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %
0,03-0,1	0,838-0,929	0,886	1,8	66,2-99,0	82,6	9,4	0,2-26,0	14,7	39,8	0,1-8,7	2,7	85,2
0,10-0,5	0,882-0,955	0,930	2,6	35,7-85,7	64,4	24,5	9,8-60,0	60,8	51,3	0,4-11,3	4,8	54,2
более 0,5	0,924-0,998	0,955	2,9	22,4-87,8	44,0	58,2	11,5-72,0	47,3	69,8	0,4-14,3	8,7	59,3

Рис. 1. Зависимость между вязкостью, плотностью и содержанием смол высоковязких нефтей (пластовые условия) месторождений Советского Союза. Шифр кривых - содержание смол (%): 1 - менее 20, 2 - 20-40, 3 - более 40

Рис. 2. Распределение запасов и изменение вязкости ВВН по глубине залегания залежей