Нефть - многокомпонентная система, представляющая собой смесь органических соединений с определенными качествами и особенностями. Эти качества обусловлены свойствами отдельных компонентов и спецификой их сочетания, взаимодействия и соотношения всей системы с окружающей средой.

Изучению этих факторов и влиянию их на состав и свойства нефтяных флюидов посвящены работы многих зарубежных и отечественных исследователей [1, 3].

Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение, находящееся на севере Тюменской области, в Надым-Пурской НГО, состоит из 39 залежей. Возрастной диапазон нефтегазоносности - от средней юры до позднего мела. Фазовый состав флюидов меняется по разрезу: в верхних горизонтах - газ, в нижней и средней частях разреза - газоконденсат и нефть. Промышленная нефтегазоносность связана с меловыми отложениями от берриаса до сеномана включительно и охватывает интервал 850-2800 м. Пластовая температура в этом интервале меняется от 29 до 96 °С.

Структуры, контролирующие залежи, выполаживаются снизу вверх. На восточном куполе месторождения, где были выполнены основные геохимические исследования, выявлены по сейсмическим данным и материалам опробования системы трещин, прослеженные в нижней и средней частях разреза и, возможно, имеющие продолжение в верхних горизонтах. В плане они имеют северо-западное и северо-восточное простирания.

Для анализа факторов, влияющих на изменение состава и свойств нефтей, была взята выборка физико-химических параметров по 88-ми пробам из нефтяных и нефтегазовых залежей. Данные по составу конденсатов не включались в совокупность. Каждая проба охарактеризована следующими параметрами: плотностью d, температурой начала кипения t, выходом фракции н.к. - 200 °С vl, вязкостью vz, содержанием серы S, асфальтенов asf, смол sml, парафинов prf, температурой плавления парафинов Тplp. Все пробы привязаны по глубине Н.

В работе применен факторный анализ методом главных компонент, который используется в геохимии для определения закономерностей изменения концентраций элементов в различных геологических телах [2]. С его помощью хорошо выявляются связи между объектами, охарактеризованными многомерными параметрами.

При обработке данных и интерпретации полученных результатов мы исходим из того, что изменения физико-химических параметров и состава углеводородов (УВ) нефти взаимообусловлены. Учет этой взаимозависимости позволил дать качественную интерпретацию результатов. По результатам факторного анализа составлены математические выражения, включающие перечисленные физико-химические параметры. Отобраны три главные фактора, дающие больший (78 %) вклад в изменение состава и свойств нефтей. В названиях факторов отражается соответствующий процесс, изменяющий состав и свойства нефтей.

Плотность, вязкость, содержание серы и асфальтенов, температура начала кипения имеют положительные корреляционные связи, а выход легких фракций - отрицательные со всеми перечисленными параметрами. Значения физико-химических параметров с положительными корреляционными связями увеличиваются от свода залежи к ВНК, а выход легких фракций уменьшается. Так, для пласта БП₆ плотность увеличивается от 0,829 (скв. 154) в своде до 0,882 г/см³ (скв. 399) ближе к ВНК, температура начала кипения изменяется от 98 до 137 °С. Выход легких фракций уменьшается от 36 до 9,2 % в том же направлении. Таким образом, изменение состава нефти свидетельствует о гравитационном перераспределении составляющих нефть компонентов.

На рис. 1 показано изменение плотности выхода легких фракций (н.к. - 200 °С) и содержания смол в пласте БП₆: плотность и содержание смол увеличиваются от свода к ВНК, а выход легких фракций, наоборот, уменьшается от свода к ВНК. Конфигурация изолиний изменения этих трех величин похожа. Карта изолиний изменения плотности имеет более сглаженный вид, чем карта изолиний содержания смол и выхода легких фракций. Плотность - величина аддитивная, т.е. ее значение определяется количеством, составом и свойствами всех входящих в нефть компонентов - увеличение одних компонентов ее увеличивают, других - уменьшают. Карты содержания смол и выхода легких фракций отражают изменение конкретных компонентов, а карта изменения плотности - всех компонентов. Изолинии изменения плотности нефти пласта БП₆ почти повторяют конфигурацию изолиний рельефа кровли этого пласта.

Первый фактор F₁ отражает преимущественно гравитационное распределение нефтей внутри залежи и назван гравитационным. Вклад его в общую измененность нефтей - 52 %. В уравнении фактора F₁ факторная нагрузка глубины мала -0,06, следовательно, этот фактор играет основную роль при распределении компонентов нефтей внутри каждой конкретной залежи, а не по разрезу месторождения в целом.

Второй фактор F₂, в уравнение которого входят лишь два параметра - содержание парафинов и температура их плавления, связанных отрицательной корреляционной связью, назван фактором выветривания. Уравнение второго фактора имеет следующий вид:

f₂ = 0,77Тр1р - 0,85prf - 0,14H.

Одним из факторов, контролирующим количество парафинов в залежи, является процесс биодеградации. Отрицательную корреляционную связь между параметрами фактора можно объяснить последовательностью уничтожения алкановых УВ микроорганизмами: в первую очередь уничтожаются н-алканы с длиной цепи C₁₀-C₁₇, имеющие более низкие температуры плавления, чем высокомолекулярные н-алканы. Факторная нагрузка глубины фактора F₂ - 0,14 выше, чем для -F₁, следовательно, можно полагать, что влияние этого фактора на нефть происходит как в залежи, так и по разрезу, увеличиваясь вверх. Содержание твердых парафинов в пласте IIK₁₈ - 1,4-1,7 %, их температура плавления - 55-57 С. В пласте БП₈ их количество увеличивается до 4,7-6,6 %, а температура плавления парафинов снижается до 46-51 °C.

Поскольку в зоне гипергенеза и на ВНК протекают процессы не только биохимические, но также химические и физические, фактор назван более общим термином - выветривания.

F₃ = 0,42d - 0,32vl + 0,65vz - 0,3Sprf + + 0,87sml + 0,63asf - 0,91H.

В уравнение фактора F₃ входит абсолютная глубина расположения залежи в разрезе с высокой факторной нагрузкой - 0,91. Увеличение глубины соответствует повышению температуры, отсюда и название фактора - термический. Вклад этого фактора в общую измененность нефтей незначителен (12 %), следовательно, влияние термического фактора (в продуктивной части температура изменяется от 48 до 96 С) на состав нефти в уже сформировавшейся залежи не столь велико, как гравитационного. Вероятнее всего, увеличение температуры больше влияет на новообразование УВ из ОВ материнских пород или деструкцию крупных молекул ОВ, которые в процессе миграции поступают в залежь и изменяют состав и свойства нефти.

Плотность, вязкость, содержание смол, асфальтенов имеют положительные корреляционные связи друг с другом, а выход легких фракций, содержание парафинов и глубина с первой совокупностью - отрицательные. По разрезу месторождения с глубиной уменьшаются плотность нефти, содержание смол, асфальтенов, увеличиваются количество парафинов и выход бензиновых фракций. В верхних пластах (ПК₁₈) плотность достигает 0,907-0,918 г/см³, а в нижних пластах (БП₈) - 0,827-0,831 г/см³, содержание смол - 15-18 % и 4-5 % соответственно и т.д.

В изменении плотности, выхода легких фракций, содержания смол, парафинов с глубиной наблюдается общая тенденция - увеличение одних параметров (выход легких фракций, содержание парафинов) и уменьшение других (плотность, содержание смол и асфальтенов). Некоторые отклонения от общей тенденции, по-видимому, зависят от влияния на состав нефти гравитационного и других факторов внутри залежи. Такую тенденцию изменения свойств и состава нефти с глубиной можно отметить для большинства месторождений Западно-Сибирского НГБ и др.

Фактор выветривание изменяет молекулярный состав УВ как бензиновых, так и средних фракций нефтей, отобранных с ВНК в средней и нижней частях разреза (пласты БП,. глубины 2700-2100 м) и в верхних залежах (пласты ПК, глубины 1700-1500 м). На ВНК в бензиновых и средних фракциях нефтей уменьшается количество н-алканов. Например, в бензинах нефти пласта БП₇, отобранной с ВНК (скв. 429, интервал 2440-2444 м), отмечаются пониженные концентрации н-алканов (2,5 %) по сравнению с нефтями как нижележащих залежей (пласт БП₈ - 25,5 %), так и вышележащих (пласт БП₆ - 21,0 %), отобранных ближе к своду. Соотношение н-алканов и изопренанов во фракции 100-320 °С и распределение групп УВ в бензиновой части нефтей подтверждают предположение, что на ВНК протекает начальная биодеградация относительно нефти, не имеющей контакта с водой. Нефти верхней части разреза (скв. 429, интервал 1696-1700 м) являются высокобиодеградированными, в них отсутствуют н-алканы и изопренаны.

Изменение нефтей под влиянием термического фактора отражается на индивидуальном составе УВ бензинов. Индексы Томпсона (T₁ = 2МГ + + 3МГ/1,3ДМЦПц + 1,ЗДМЦПт + 1,2ДМЦПц; Т₂ = = н-С₇/2МГ + 2.3ДМП + 1,1ДМЦП + 3МГ + +1,3ДМЦПц +1,ЗДМЦПт + 1,2ДМЦПт - 3ЭП + + н-С₇ + 16ДМЦПц + 2,2ДМГ + 1,1,ЗТМЦП), которые называются индексами "зрелости", возрастают вниз по разрезу. Для нефтей пластов БП₆, БП₈, Aч₁ они увеличиваются от 0,7 до 0,9 (T₁) и от 0,3 до 0,4 (Т₂), исключая нефти, затронутые процессами биодеградации.

В групповом составе бензинов отмечается увеличение содержания алкановых УВ с глубиной: в пласте БП₆ - 48,6 %, пласте БП₈ - 53,6 %, пласте Ач₁ - 58,8 %. Преобладают н-алканы, содержание которых увеличивается в этом направлении. Такая картина может быть следствием увеличения влияния термического фактора с глубиной.

Наиболее интересные результаты получены при рассмотрении взаимосвязи всех трех факторов. На рис. 2 по оси абсцисс отложены значения фактора F₁ (гравитационного), по оси ординат - фактора F₂ (выветривания), в изолиниях даны значения фактора F₃ (термического). В качестве примера рассмотрим расположение точек по пласту БП₆. На рис. 2 видно, что направленность геохимических процессов, изменяющих нефть, одна и та же. По фактору F₃ обособляются две совокупности, группирующиеся в двух участках. Геохимическое осмысление такой группировки проб предполагает приуроченность одной из совокупностей к зоне трещиноватости (скв. 416, 399, 443), отмечаемой по материалам опробования и данным сейсмического профилирования, поскольку здесь наблюдается повышенное влияние термического фактора. Возможно, по зонам трещиноватости идут перетоки флюидов. Миграцию флюидов подтверждает молекулярный состав нефтей и конденсатов. Индексы Томпсона для конденсата пласта БП₀ (скв. 154, интервал 2116-2120 м) - T₁ = 1,01, Т₂ = 0,4 - выше, чем для нефтей даже более глубоких залежей. По большинству соотношений индивидуального состава бензинов (ЦП/2,ЗДМБ; н-С6/МЦП + 2,2ДМП; 2,2ДМГ/2МГп и т.д.) конденсат пласта БП₀ отличается от нефтей. Это может указывать на разновременность поступления УВ и/или разный генезис рассматриваемых флюидов. Зоны трещиноватости являются путями миграции, по которым идет подток миграционных УВ.

Вероятно, УВ конденсата пласта БП₀ образовались в более жестких термодинамических условиях и в процессе миграции поступали по зонам трещиноватости из нижней части осадочного чехла, которая сейчас находится в главной зоне нефтеобразования. Применение факторного анализа дает минимальный набор факторов, которые в большой мере влияют на изменение свойств и состава нефтей. Подтверждение выявленного набора факторов по молекулярному составу, а также возможность выделения зон трещиноватости, несомненно, ставит факторный анализ в число важных средств обработки геохимических данных. Факторный анализ дает упрощенную схему изменений, происходящих в недрах, и богатый материал для последующего моделирования геохимической "жизни" залежей нефти в глубинах земли.

1. Гаджи-Касумов А.С., Карцев А.Л. Газопромысловая геохимия. - М.: Недра, 1969.
2. Йереског К.Г., Клован Д.И., Реймент Р.А. Геологический факторный анализ. - Л.: Недра, 1980.
3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. - М.: Мир, 1981.

Factors, wich influence oils content and characteristics at Komsomolsk field pools are revealed on the base of phisical-Chemical parameters. The possibility of statistic processing of these data is appreciated for verification of geological situation in the pool.