По прогнозам экспертов в ближайшие десятилетия нефть будет оставаться одним из основных мировых энергоресурсов. В связи с этим понятен интерес нефтяников к исследованиям химического состава нефтей, существенно влияющего на степень ее переработки, ассортимент и качество выпускаемой нефтехимической продукции. Повышенное содержание серы при переработке нефти вызывает интенсивную коррозию аппаратуры и приводит к удорожанию продукции и ухудшению экологической обстановки. Известны также и проблемы транспортировки и переработки нефти с повышенным содержанием парафинов, смол и асфальтенов. Закономерности пространственной изменчивости химического состава нефтей различных регионов представляют интерес и с точки зрения решения проблем генезиса нефтей.

Данная статья базируется на результатах исследований, направленных на выявление закономерностей регионального распределения нефтей по содержанию в них серы, парафина, смол, асфальтенов, и анализа зависимости этих показателей от глубины залегания.

Исследования проводились методами статистического и кластерного анализов информации, накопленной в базе данных по химии нефти (Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г., 2000), которая в настоящее время включает более 8000 записей по всем основным нефтеносным бассейнам (около 60 стран Евразии). При обработке данных использовалась классификация нефтей (Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Геология нефти и газа Западной Сибири. – М: Недра, 1975.) , фрагмент которой представлен в табл. 1 .

Географические закономерности в региональной изменчивости состава нефтей исследовались по осредненным показателям химического состава (по территории бассейнов либо нефтяных месторождений). Среднебассейновые показатели анализировались путем районирования территории с использованием метода кластеризации данных (Полищук Ю.М., Чернушкин Р.А., 1999).

На рис. 1 показано распределение нефтегазоносных бассейнов (провинций) на Евразийском континенте в зависимости от содержания АСВ в нефтях, полученное на основе кластерного анализа их среднебассейновых значений. Малосмолистые нефти распространены в большинстве бассейнов Евразии (Персидский залив, Сибирь и Дальний Восток). Смолистые нефти в основном сконцентрированы в Уральском регионе, высокосмолистые - в Западной и Центральной Европе, а очень высокосмолистыми оказались средиземноморские нефти.

Как видно из рис. 1 , по мере продвижения с востока на запад по Евразийскому континенту содержание АСВ в нефтях растет Аналогичная тенденция выявляется и при анализе результатов районирования нефтеносных территорий по содержанию серы в нефтях (Ан В.В., Полищук Ю.М., Чернушкин Р А , Ященко И Г , 2000), которое также возрастает по мере продвижения с востока на запад малосернистые нефти залегают преимущественно на востоке Азиатского континента, нефти Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций являются среднесернистыми, а нефти Урало-Поволжья, Персидского залива и шельфа Северного моря - сернистыми. Самыми высокосернистыми оказались, как и в предыдущем случае, средиземноморские нефти.

В результате районирования нефтеносных территорий по содержанию парафинов в нефти выявлена иная тенденция, а именно содержание парафинов в нефтях возрастает по мере продвижения с севера на юг по Евразийскому континенту.

Как видно из рис. 2 , высокопарафинистые нефти залегают в южной части континента (на юго-востоке Китая, западе Индии, юге Монголии и России). Парафинистые нефти сосредоточены в основном в средних широтах - в восточно-европейских странах, в частности в Румынии, Венгрии и Польше, и в среднеазиатских республиках СНГ, а малопарафинистые нефти - в основном на севере Евразийского континента.

На рис. 3 приведены графические зависимости изучаемых показателей от долготы и широты. Эмпирические данные на графиках - это значения рассматриваемых показателей, усредненные в указанном интервале географических долготы или широты. Сплошные линии показывают результаты аппроксимации эмпирических зависимостей. На рис 3 , А зависимости содержания серы и асфальтенов от долготы достаточно хорошо аппроксимируются степенными уравнениями вида

У =Ах^В,

где А и В - коэффициенты степенной аппроксимации, численные значения которых приведены в табл. 2.

Эмпирические зависимости содержания парафинов, смол и АСВ от долготы аппроксимируются линейными уравнениями вида

у = ах + b,

где а и b - коэффициенты линейной аппроксимации (см. табл. 2 ).

Как видно из рис. 3 , А, в нефтях проявляется тенденция увеличения содержания серы, смол, асфальтенов и АСВ в направлении восток - запад. Заметим, что это соответствует приведенным выше выводам относительно зависимости содержания серы и АСВ от долготы, полученным на основе результатов районирования нефтяных бассейнов (см. рис. 1 ). Содержание парафинов в нефти проявляет обратную тенденцию - к уменьшению значения с уменьшением географической долготы.

Приведенные на рис. 3 , Б зависимости содержания парафинов, смол и АСВ в нефтях от географической широты так же, как на рис. 3 , А, аппроксимируются линейными уравнениями, значения коэффициентов которых представлены в табл. 2 . Как видно из рис. 3 , Б, усредненные содержания серы и асфальтенов, оказавшиеся наибольшими в средних широтах (в интервале от 40 до 70°), уменьшаются в северном и южном направлениях. Данные зависимости достаточно хорошо аппроксимируются кривыми полиномиального вида, уравнения которых имеют вид

у = сx² + dx + f,

где с, d, f- коэффициенты полиномиальной аппроксимации, численные значения которых приведены в табл. 2 .

Для проведения этих исследований весь информационный массив из базы данных был разбит на шесть подмассивов данных о составе нефти в зависимости от глубины перфорации, м: 0-1500; 1500-2500; 2500-3500, 3500-4500; 4500-5500 и > 5500. В каждом из указанных интервалов глубин определялось среднее значение содержания каждого класса примесей (см. табл. 1 ).

Как видно из рис. 4 , с увеличением глубины число залежей малосернистых нефтей возрастает более чем в 2 раза, а сернистых и высокосернистых, наоборот, сокращается в 10 и 5 раз (от 36,0 до 2,6 % и от 12,5 до 2,0 %) соответственно. Про среднесернистые нефти можно сказать, что число их залежей практически не зависит от глубины залегания.

Исследовано распределение нефтей с различным содержанием парафинов в зависимости от глубины залегания ( рис. 5 ). Как видно из рис. 5 , минимальное число залежей малопарафинистых нефтей фиксируется на глубине 3000-4500 м, а на малых и больших глубинах их число возрастает. Максимальное число залежей высокопарафинистых нефтей отмечается на глубине от 3500 до 4500 м, а распределение залежей парафинистых нефтей практически не зависит от глубины залегания.

На рис. 6 представлены результаты исследования распределения нефтей с различным содержанием АСВ в зависимости от глубины залегания. Как видно из рис. 6 , с ростом глубины залегания число залежей малосмолистых нефтей возрастает и на глубине около 6000 м увеличивается более чем в 4 раза и, наоборот, число залежей смолистых, высокосмолистых и очень высокосмолистых нефтей с глубиной уменьшается в среднем почти в 5 раз.

Проведенные исследования показали, что нефти Евразии обнаруживают ряд существенных закономерностей в пространственной изменчивости основных показателей химического состава: в отличие от азиатской части континента, где нефти в среднем преимущественно малосернистые, малосмолистые и с наименьшим содержанием смол и асфальтенов, в европейской части они изменяются в основном от смолисто-сернистых до смолисто-высокосернистых и, следовательно, менее качественные. Содержание парафинов в нефтях возрастает в направлении север-юг: на севере Евразии нефти в основном малопарафинистые, а в южной части континента они изменяются в основном от парафинистых до высокопарафинистых.

Сравнивая результаты исследований (см. рис. 4 и рис. 6 ), можно сделать вывод, что распределения нефтей с различным содержанием серы и АСВ в зависимости от глубины залегания имеют схожий вид: число залежей малосернистой и малосмолистой нефтей увеличивается с ростом глубины залегания, а сернистых, высокосернистых, смолистых, высокосмолистых и очень высокосмолистых - уменьшается. Таким образом, на больших глубинах нефти в среднем оказываются малосмолистые и малосернистые. Минимальное число залежей малопарафинистых нефтей отмечается на глубине 3000-4500 м, а на малых и больших глубинах наблюдается их рост.

Обнаруженные закономерности пространственной изменчивости химических свойств нефтей Евразии могут быть использованы при решении различных задач рационального размещения предприятий добывающей и перерабатывающей промышленности и оптимального выбора направлений транспортировки.

Eurasian diversity of Eurasian oil fields on contents of total sulfur, paraffins, resins and asphaltenes in oils is studied by means of statistical and clastering methods. Information about chemical properties of oils is obtained from database on petroleum chemistry which involves nowadays above 8000 information units on petroleum physical-chemical, geochemical and geological information for all the main oil-bearing basins of Eurasia. Meridional and longitudinal dependencies of the above indices of oil content are revealed. Regularities of oils distribution by sulfur, paraffins, resins and asphaltenes contents are determined with respect to depths where petroleum reservoirs are occurred.

Таблица 1 Классификация нефти по содержанию примесей

Таблица 2 Значения коэффициентов аппроксимации

Рис. 1. РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ ЕВРАЗИИ ПО СОДЕРЖАНИЮ АСВ В НЕФТИ

Нефть: 1 - малосмолистая, 2 - смолистая, 3 – высокосмолистая, 4 - очень высокосмолистая

Рис. 2. РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ ЕВРАЗИИ ПО СОДЕРЖАНИЮ ПАРАФИНОВ В НЕФТИ

Нефть: 1 малопарафинистая, 2 – парафинистая, 3 высокопарафинистая

Рис 3 ЗАВИСИМОСТЬ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕФТИ ОТ ДОЛГОТЫ (А) И ШИРОТЫ (Б)

1 - сера, 2 - парафин, 3 - смолы, 4 - асфальтены, 5 - АСВ, 6 - ширина доверительных интервалов с доверительной вероятностью 0.95

Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕЙ С РАЗЛИЧНЫМ СОДЕРЖАНИЕМ СЕРЫ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ

Нефть: 1 малосернистая, 2 – среднесернистая, 3 – сернистая, 4 –высокосернистая

Рис. 5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕЙ С РАЗЛИЧНЫМ СОДЕРЖАНИЕМ ПАРАФИНОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ

Нефть: 1 - малопарафинистая, 2 – парафинистая, 3 - высокопарафинистая

Рис. 6. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕЙ С РАЗЛИЧНЫМ СОДЕРЖАНИЕМ АСВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ

Нефть: 1 - малосмолистая, 2 - смолистая, 3 - высокосмолистая 4 - очень высокосмолистая