Распределение вязких и парафинистых нефтей по площади и разрезу отложений юго-востока Западной Сибири

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 553. 982
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ВЯЗКИХ И ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ ПО ПЛОЩАДИ И РАЗРЕЗУ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Красноярова Наталья Алексеевна,
канд. геол. -минерал. наук, науч. сотр. лаборатории природных превращений нефти Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук, Россия, 634 021, г. Томск, пр. Академический, 4- доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Института природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического Университета, Россия, 634 050, г. Томск,
пр. Ленина, 30. E-mail: natalex@ipc. tsc. ru
Ященко Ирина Германовна,
канд. геол. -минерал. наук, зав. лабораторией «Научно-исследовательский информационный центр с музеем нефтей» Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук, Россия, 634 021, г. Томск, пр. Академический, 4. E-mail: sric@ipc. tsc. ru
Серебренникова Ольга Викторовна,
д-р хим. наук, профессор кафедры геологии и разведки полезных ископаемых Института природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета, Россия, 634 050, г. Томск, пр. Ленина, 30- зав. лабораторией природных превращений нефти Института химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук, Россия, 634 021, г. Томск, пр. Академический, 4. E-mail: ovs@ipc. tsc. ru
Рассмотрен ресурсный потенциал вязких парафинистых нефтей юго-востока Западной Сибири, в частности Томской области. Изучение таких нефтей является крайне актуальной задачей при вынужденном переходе в настоящее время к широкомасштабному освоению трудноизвлекаемых запасов. Получены данные по составу и свойствам нефтей новых скважин на территории Томской области. База данных нефтей Института химии нефти СО РАН дополнена описанием свойств 16 нефтей из скважин Майского, Средне-, Западно- и Южно-Майского месторождений, Фестивальной, Восточно- и Южно-Фестивальной площадей и 3 нефтей Киев-Еганского месторождения. По данным о физико-химических свойствах исследованных нефтей (плотности при 20 °C, вязкости при 20 и 50 °C, температуре застывания, содержанию серы и парафинов, выходу дистилятных фракций 200 и 300 °С) проведена оценка и классификация согласно техническим требованиям к нефтям, поступающим в систему трубопроводного транспорта при последующей поставке на экспорт. Полученные геохимические характеристики нефтей по составу н-алка-нов свидетельствуют об окислительных, реже о субокислительных условиях накопления генерировавшего их органического вещества, о широком диапазоне изменения их термической преобразованности (от слабой до существенной). Проведен анализ специфики залегания и размещения вязких парафинистых нефтей юго-востока Западной Сибири. Установлено, что залежи наиболее вязких нефтей, с большим содержанием серы, парафинов, смол и асфальтенов и высоким газосодержанием, расположены в области переходного седиментогенеза бассейна. Анализ специфики залегания и размещения позволяет дать точный пространственный прогноз зональности и обнаружения вязких парафинистых нефтей.
Ключевые слова:
Вязкие парафинистые нефти, физико-химические свойства нефти, геохимические характеристики нефтей, возраст нефтевме-щающих пород, Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн.
В связи с исчерпанием запасов легкодоступных маловязких нефтей как в нашей стране, так и в мире, наблюдается рост доли трудноизвлекаемых запасов в общем нефтяном балансе. Как правило, восполнение отбираемых из недр объемов углеводородов в современных условиях происходит за счет открытия менее привлекательных с экономической точки зрения запасов. Это общемировая тенденция, и Россия в этом плане не является исключением [1−3]. Поэтому в последние годы обсуждение проблем, осложняющих добычу углево-
дородов, поднималось в научной литературе множеством отечественных [4−11] и зарубежных специалистов [12−15]. К трудноизвлекаемым относятся запасы нефтей, заключенные в геологически сложно построенных пластах и залежах или представленные малоподвижной нефтью, например, с высокой вязкостью и высоким содержанием твердых парафинов [16−20].
Постоянное увеличение в общем объеме добычи доли вязких парафинистых нефтей (ВПН) ставит перед нефтяниками ряд сложных технических
проблем. Отложение парафинов в призабойной зоне пласта и на поверхности нефтепромыслового оборудования является одним из серьёзных осложнений при эксплуатации скважин и трубопроводного транспорта [15, 18].
Выявление признаков обнаружения высоковязких парафинистых нефтей, анализ специфики их залегания и размещения нефтегазоносных комплексов с вязкими парафинистыми нефтями на территории юго-востока Западной Сибири с использованием статистических методов и современных геолого-информацинных способов представления позволяет дать точный пространственный прогноз зональности и обнаружения ВПН.
Основные мировые запасы углеводородов сосредоточены в вязкой и тяжелой нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Одной из наиболее важных наблюдаемых сейчас тенденций является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности, так как запасы нефти, удобные для добычи, истощаются ускоренными темпами. Кроме того, отмечено снижение темпов прироста ресурсов нефти, что обуславливает повышенный интерес к высоковязким нефтям, число разрабатываемых месторождений которых во многих странах мира в последние годы значительно возросло.
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. Чаще употребляется термин «тяжелые нефти», который отождествляется с понятием «высоковязкие нефти». К ним относят нефти плотностью свыше 0,920−0,935 г/см3. 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 выявлено достаточно большое число залежей, содержащих тяжелые, но не высоковязкие нефти или высоковязкие, но не тяжелые нефти [20]. 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. Среди основных характеристик состава нефтей относительно устойчивая связь этих двух параметров проявляется при учете содержания в них парафинов. Именно поэтому в последние годы используется термин высоковязкие парафи-нистые нефти.
При этом необходимо отметить низкую степень изученности физико-химических свойств ВПН на месторождениях Западной Сибири. Именно поэтому полученные данные по составу и свойствам неф-
тей новых скважин на территории Томской области представляют безусловный интерес как для добычи и переработки нефти [21, 22], так и для пополнения базы данных (БД) по составу нефтей Института химии нефти СО РАН с целью расширения возможностей прогноза зональности и обнаружения ВПН. В последние годы БД была дополнена описанием свойств 16 нефтей (табл. 1) из скважин Майского, Средне-, Западно- и Южно-Майского месторождений, Фестивальной, Восточно- и Южно-Фестивальной площадей и 3 нефтей Киев-Еганского месторождения [23, 24]. Совокупность этих нефтей явилась предметом настоящего исследования.
Все изученные нефти относятся к малосернистым — содержание серы менее 0,4%. Значения плотности майских нефтей меняются в диапазоне от 798,5 до 845,0, фестивальных — 756,3−872,0, киев-еганских — 0,809−0,831,4 г/см3. Все нефти относятся к особо легкому (до 830,0 г/см3) и легкому (830,1−850,0 г/см3) типу, за исключением нефти Фестивального месторождения (пласт Ю1) -плотность более 870,1 г/см3 соответствует тяжелому типу (рис. 1) [25].
Для нефтей Киев-Еганского месторождения характерна отрицательная температура застывания, что вместе с низким содержанием парафинов (3,8−4,9%) определяет качественные реологические свойства для ее транспортировки (табл. 2). Температура застывания почти всех исследованных нефтей майской и фестивальных групп находится в положительном диапазоне, кроме нефти Южно-Майского месторождения.
Отличительной характеристикой большей части исследованных нефтей является повышенное содержание парафинов. Наибольшими значениями вязкости и содержания парафинов отличаются нефти Западно-Майского, Фестивального и ЮжноФестивального месторождений, эти образцы относятся к ВПН, а Киев-Еганского — к маловязким нефтям.
Для нефтей майской группы содержание парафинов меняется от 2,0 до 9,4%, для фестивальной — от 7,43 до 13,9%. При этом в этих группах отмечено низкое содержание асфальтенов (в среднем 0,45 и 1,24% соответственно), смол (в среднем 2,13 и 1,35%). По содержанию массовой доли парафинов нефти Фестивальной (Ю16), Майской (Ю15, Ю!3−4) и Западно-Майской площадей не соответствуют нефтям для приема в систему трубопроводного транспорта при последующей поставке на экспорт, поскольку они превышают норму по этому показателю (более 6%) и являются парафини-стыми (рис. 1).
Согласно техническим условиям на нефть [25] для нефтей «0» типа выход дистилятных фракций 200 и 300 °C должен составлять 30 и 52% об. соответственно. Большинство нефтей майской группы соответствуют этому типу, за исключением нефтей пластов Ю1−3 (21,0 и 41,0% - тип «1»), Ю!3−4 (29,5 и 48,5% - тип «2») и Ю16 (13,0 и 38,0% -тип «3»). Для фестивальных нефтей только две
Таблица 1. Физико-химические свойства исследованных нефтей Table 1. Physicochemicalproperties of the oils under study
Месторождение Oil field Индекс пласта Reservoir index Содержание серы, мас. % Sulfur content, wt. % Плотность при 20 °C, кг/м3 Density at 20 °C, kg/m3 Вязкость, мПа*с Field viscosity, mPa*s Температура застывания Pour point Содержание парафинов, мас. % Paraffin content, wt. %
20 50
°С
Майское Mayskoe Ю, 5 следы traces 794,0 4,8 1,7 4,5 7,21
Юи-15, Ю, 798,5 7,3 2,1 8,4 5,11
Ю, 3−4 0,34 845,0 28,2 5,9 7,6 7,86
Ю14−15 следы traces 796,0 12,6 2,0 1,7 3,35
Средне-Майское Sredne-Mayskoe Юи-^ Ю12 792,7 5,2 2,8 5,7 4,25
Ю14−15 789,9 3,0 1,8 — 3,57
Южно-Майское Yuzhno-Mayskoe Ю,-з 0,33 837,5 7,5 3,2 -3,4 1,96
Западно-Майское Zapadno-Mayskoe Ю14−16 следы traces 808,0 10,6 1,6 7,5 3,49
Ю, 6 821,0 84,7 2,3 12,0 9,44
Фестивальное Festivalnoe Палеозой Paleozoic 0,14 828,0 10,9 11,8 26,5 10,90
следы traces 816,0 365,9 5,3 16,8 13,42
Ю9 831,0 40,9 6,2 15,9 13,40
Ю, 0,13 872,0 не течет does not flow 8,4 32,4 8,76
Ю9 следы traces 834,5 28,7 13,5 16,5 13,90
Южно-Фестивальное Yuzhno-Festivalnoe Ю, 6 814,0 563,9 4,5 17,3 8,43
Восточно-Фестивальное Vostochno-Festivalnoe Ю, 4-, 5 756,3 2,4 0,6 9,6 7,43
Киев-Еганское Kiev-Eganskoe К, 0,2 828,0 11,8 2,4 -5,5 4,1
J, 0,2 831,4 5,05 3,14 -4,5 3,8
J3 0,18 809,0 9,6 6,5 -22,7 4,9
Рис. 1. Характеристика исследованных нефтей Fig. 1. Characteristics of the oil
нефти (Ю14−15 и палеозой*) соответствуют «0» типу, еще две (Ю9* и палеозой) отнесены к «1» типу, оставшиеся — к третьему.
Нефти майской группы в большинстве существенно термически преобразованы (табл. 2), о чем свидетельствуют отношения нормальных к изопре-ноидным алканам (пристан/н-С17 и фитан/н-С18). Исходный органический материал отлагался в окислительных условиях: практически для всех исследованных образцов значение отношения при-стана к фитану больше 3. Исключение составляют нефти пласта Ю^-4 Майской площади и пласта Ю 14−15 Средне-Майской, для которых величина отношения пристана к фитану указывает на субокислительные условия захоронения исходного органического вещества (ОВ). В этих же нефтях обнаружено присутствие ванадиловых комплексов порфиринов (УО-р), свидетельствующих о морском происхождении ОВ.
Нефти Фестивальной площади характеризуются отсутствием металлопорфиринов (табл. 2), существенной термической преобразованностью ОВ в отложениях тюменской свиты и палеозоя, только в верхнем горизонте площади нефть (Ю^ незрелая либо биодеградирована [26].
Для нефтей Киев-Еганского месторождения отмечены субокислительными условиями захоронения ОВ (пристан/фитан 1,9−2,0). Наличие в пласте
К! никелевых порфиринов (Ш-р) указывает на отсутствие сероводородного заражения в бассейне седиментации, а совместное присутствие комплексов порфиринов с никелем и ванадилом (пласт J3) -на связь бассейна осадконакопления с морем. Нефти киев-еганской группы умеренно термически преобразованы.
Таким образом, нефти майской группы в большинстве существенно термически преобразованы, генерировавшее их органическое вещество накапливалось в окислительных условиях. Исключение составляет нефть пласта Ю13−4, в составе которой, кроме того, отмечено присутствие ванадило-вых комплексов порфиринов. Осадки, сформировавшие умеренно преобразованные нефти киев-еганской группы, характеризуются субокислительными условиями захоронения, наличием никель- и ванадилпорфиринов в следовых количествах. Нефти Фестивальной площади характеризуются отсутствием металлопорфиринов, существенной термической преобразованностью в отложениях нижней юры и палеозоя, умеренной зрелостью в средней юре и слабой термической преобра-зованностью нефти горизонта Ю1.
На рис. 2 представлено распределение месторождений ВПН на юге Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Видно, что 15 из 17 месторождений ВПН приурочены к переходной фа-
Таблица 2. Характеристика исследованных нефтей по составу н-алканов и металлопорфиринов Table 2. Characteristic of the oils by the composition of n-alkanes and metalloporphyrins
Месторождение Индекс пласта Пристан/ Фитан Пристан/н-С17 Фитан/н-С18 н-С17 VO-р Ni-p
Field Reservoir index Prystane/Phytane Prystane/н-Сп Phytane/ н-С18 н-С27
Ю15 2,41 0,22 0,09 3,17 0 0
Ю14−15, Ю11 3,69 0,19 0,05 5,41
Майское Mayskoe Ю13−4 1,22 0,58 0,38 2,51 4 следы traces
Ю14−15 3,33 0,16 0,06 14,41
Ю14−15, Ю11 3,12 0,18 0,06 2,92 0
Средне-Майское Юи-^ Ю12 3,56 0,21 0,07 2,05
Sredne-Mayskoe Ю14−15 1,90 0,64 0,37 4,71 8
Южно-Майское Ю1−3 3,57 0,17 0,05 2,15
Yuzhno-Mayskoe
Западно-Майское Zapadno-Mayskoe Ю16 3,41 0,16 0,05 1,75
Палеозой 3,00 0,19 0,06 2,1 0
Фестивальное Festivalnoe Paleozoic 3,27 0,19 0,06 2,82
Ю9* 1,50 0,70 0,42 1,9
Ю1 7,10 2,10 0,29 0,49 0
Ю9 5,74 0,80 0,13 3,12
Южно-Фестивальное Yuzhno-Festivalnoe Ю16 2,47 0,16 0,07 3,76
Восточно-Фестивальное Vostochno-Festivalnoe Ю14−15 5,71 0,52 0,10 5,75
Kl 1,90 0,88 0,59 2,5 12
Киев-Еганское Kiev-Eganskoe J1 1,94 0,77 0,47 3,47 0
J3 2,00 0,78 0,54 3,24 следы traces 3
Таблица 3. Физико-химические свойства ВПН континентальной и переходной фациальных областей на территории Западной Сибири
Table 3. Physicochemical properties of viscous waxy oils (VPO) of continental and transitional facial areas in Western Siberia
Переходная/Transitional Континентальная/Continental
Показатели нефти фациальная область/facial area
Oil indices Объем выборки Sample size Среднее значение Average value Объем выборки Sample size Среднее значение Average value
Плотность, г/см3 Density, g/cm3 31 0,8493 2 0,8710
Вязкость при 20 °C, мм2/с Viscosity at 20 °C, mm2/s 32 455,17 2 37,65
S-o и серы/sulfur 19 0,67 2 0,30
Ю -t-^ е, парафинов/paraffins 32 10,64 2 6,70
н o, а nt смол/resins 32 4,23 2 3,30
et О оС и асфальтенов/asphaltenes 31 1,23 2 0,40
Фракция до 200 °C, мас. % Fraction up to 200 °C, wt. % 7 12,85 1 10,00
Фракция до 300 °C, мас. % Fraction up to 300 °C, wt. % 6 29,08 1 32,00
Газосодержание в нефти, м3/т Gas content in oil, m3/t 7 148,64 1 27,00
Термобарические условия залегания/Thermobaric storage conditions
Температура пласта, °С Reservoir temperature, °С 9 103,50 1 79,00
Пластовое давление, МПа Reservoir pressure, mPa 7 28,46 1 16,60
циальной области, а два (Толумское и Южно-То-лумское) — к континентальной фациальной области (рис. 2).
Существует разница в условиях залегания и физико-химических свойствах между нефтями переходной и континентальной областей — в переходной фациальной области ВПН залегают в пластах с более высокой пластовой температурой и давлением (табл. 3). Они характеризуются меньшей плотностью, большей вязкостью, большим содержанием серы, парафинов, смол и асфальтенов и высоким газосодержанием.
Основное количество месторождений с ВПН в Томской области расположено в пределах Нюроль-ской фациальной зоны, а два из них — Мыльджин-ское и Пуглалымское — находятся в Средневасю-ганской фациальной зоне (рис. 3).
Сопоставление свойств ВПН Нюрольской и Средневасюганской фациальных зон показывает, что нефти в Нюрольской зоне обладают высокой вязкостью, более высоким содержанием серы и ас-фальтенов, значительным, но меньшим содержанием парафинов и смол по сравнению со Среднева-сюганской (табл. 4).
При рассмотрении выборки ВПН в разрезе отложений Томской области можно отметить снижение усредненных показателей плотности вниз по разрезу юры и их возрастание в палеозое (табл. 5).
Таблица 4. Физико-химические свойства ВПН Нюрольской и Средневасюганской фациальных зон на территории Томской области
Table 4. Physicochemical properties of VPO of Nyurolskaya and Srednevasyuganskaya facial areas in Tomsk region
Нюрольская Nyurolskaya Средневасюганская Srednevasyuganskaya
фациальная зона/facial area
Показатели нефти Oil indices и к ср ш О N е и X CD CD =3 ач val и к ср CD О N е и X CD CD =3 ач val
-u CD S CD -u CD S CD
ем mp е ag CD 2 ем mp е ag CD 2
lu ^ ct & gt- lu ^ et & gt-
О О. ^ U О О. ^ С
Плотность, г/см3 Density, g/cm3 29 0,8497 1 0,8592
Вязкость при 20 °C, мм2/с Viscosity at °С, mm2/s 29 497,52 2 46,42
серы sulfur 17 0,72 1 0,40
пз _,_J 5 3 е, f, и of парафинов paraffins 29 10,22 2 11,25
I i: а nt X Ф смол resins 29 4,18 2 6,30
оС и асфальтенов asphaltenes 28 1,30 2 0,65
Рис. 2. Схема фациального районирования юго-востока Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна [27] с выделением месторождений ВПН
Fig. 2. Diagram of facial classification of south-east of Western-Siberian oil-and-gas bearing basin [27] with VPO fields
Рис. 3. Схема фациального районирования Томской области [27, 20] с указанием месторождений ВПН Fig. 3. Diagram of facial classification of Tomsk region [27, 20] with VPO fields
Таблица 5. Распределение ВПН Томской области по возрасту
вмещающих отложений Table 5. VPO distribution in Tomsk region according to the enclosing deposits
Ш
Ii? m о. ^ & gt-
Возраст (система), обозначение Age (system), symbol Количество образцов Number of VPO samp ни ith Й s ож sit & amp- о 0 о. ь е d 1 ° в er Ь У о Месторождения Fields
Верхнеюрская, J3 Verkhneyurskaya, J3 3 2 Западно-Майское, Нижне-Табаганское Zapadno-Mayskoe, Nizhne-Tabaganskoe
Среднеюрская, J2 Sredneyurskaya, J2 4 3 Восточно-Герасимовское, Герасимовское, Фестивальное Vostochno-Gerasimovskoe, Gerasimovskoe, Festivalnoe
Нижнеюрская, J1 Nizhneyurskaya, J1 5 5 Верхнесалатское, Герасимовское, Западно-Майское, Майское, Южно-Фестивальное Verkhnesalatskoe, Gerasimovskoe, Zapadno-Mayskoe, Mayskoe, Yuzno-Festivalnoe
Палеозой, Pz Paleozoic, Pz 9 4 Герасимовское, Северо-Калиновое, Урманское, Фестивальное Gerasimovskoe, severo-Kalino-voe, Urmanskoe, Festivalnoe
Для изученного разреза (юра-палеозой) отмечена тенденция увеличения содержания парафинов в нефти вниз по разрезу, но максимальным содержанием парафинов, при пониженных показателях вязкости, отличаются нефти средней юры и палеозоя. Они характеризуются также повышенным содержанием серы и смол (табл. 6).
Выводы
Проведен анализ специфики залегания и размещения вязких парафинистых нефтей юго-восто-
Таблица 6. Физико-химические свойства ВПН разных возрастов на территории Томской области Table 6. Physicochemicalproperties of VPO of different ages in Tomsk region
Отдел/Period
Показатели нефти Oil indices s с ur 2 ш Ш С '- 1 & gt-J с rs р ur Q CD & lt-U •?I * Ъ U i-C^ ZD О ^ Y — z z P P % 3 S? 8
X ^ CQ едн redn Сре Sr н hn ^ N i z, а al 1=
Плотность, г/см3 Density, g/cm3 0,8660 0,8627 0,8253 0,8709
Вязкость при 20 °C, мм2/с Viscosity at 20 °C, mm2/s 185,23 61,93 193,58 95,23
Температура застывания, °С Pour point, °С 11,17 10,80 16,27 7,36
%. % серы sulfur 0,70 0,82 0,35 0,85
с. tuJ 5 3 Ф м-& quot- парафинов paraffins 7,60 9,03 8,77 9,89
tu & lt-- смол resins 4,15 4,66 2,32 6,10
С асфальтенов asphaltenes 2,09 1,55 1,29 1,41
ка Западной Сибири (Томская область). Установлено, что наиболее вязкие нефти с большим содержанием серы, парафинов, смол и асфальтенов и высоким газосодержанием залегают в пластах с высокой пластовой температурой и давлением, а их залежи расположены в области переходного седи-ментогенеза Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. В отличие от нефтей Волго-Уральско-го бассейна [20], в которых вязкость коррелирует с повышенным содержание смол и асфальтенов, западно-сибирские вязкие нефти отличаются повышенным содержанием парафинов, а при увеличении содержания смол их вязкость снижается. Для Томской области характерна приуроченность ВПН к Нюрольской и Средневасюганской фациальным зонам, а в разрезе — к отложениям нижней юры и палеозоя.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Коржубаев А. Не ждать милости от недр // Нефть России. -2011. — № 3. — С. 18−24.
2. Кимельман С. А., Подольский Ю. В. Перспективы развития нефтедобычи в России до 2030 года // Теория и практика оценки промышленной значимости запасов и ресурсов нефти и газа в современных условиях: сб. матер. науч. -практ. конф. — СПб., 4−8 июля 2011 г. — СПб.: ВНИГРИ, 2011. — С. 59−68.
3. Нефть новой России. Ситуация, проблемы, перспективы / под общ. ред. В. Ю. Алекперова. — М.: Древлехранилище, 2007. -688 с.
4. Гарушев А. Р. О роли высоковязких нефтей и битумов как источнике углеводородов в будущем // Нефтяное хозяйство. -2009. — № 3. — С. 65−67.
5. Гарушев А. Р. О ключевой роли высоковязких нефтей и битумов как источников углеводородов в будущем // Технологии нефти и газа. — 2010. — № 1. — С. 31−34.
6. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. — 2005. — № 6. -С. 36−40.
7. Халимов Э. М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений // Избранные труды (1958−2000 гг.). — М.: ИГиРГИ, 2001. — 656 с.
8. Халимов Э. М. Концепция дифференцированной ставки налога на добычу полезных ископаемых // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2004. -№ 11.- С. 44−50.
9. Лукьянов Э. Г., Тренин Ю. А., Деревягин А. А. Достоверность геолого-геофизической информации для оценки извлекаемых (рентабельных) запасов нефти // Нефтегазовое дело. — 2008. -№ 1. URL: http: //ogbus. ru/authors/Lukyanov/Lukyanov1. pdf (дата обращения: 26. 05. 2014).
10. Хафизов Ф. З. Анализ запасов нефти / науч. ред. А.Э. Конторо-вич. — Тюмень: ИД «ИздатНаукаСервис», 2011. — 228 с.
11. Антониади Д. Г., Кошелев А. Т., Пустовой П. А. Проблемы повышения добычи нефти в условиях месторождений России // Нефть. Газ. Новации. — 2010. — № 12. — С. 60−63.
12. Vartivarian D., Andrawis H. Delayed coking schemes are most economical for heavy-oil upgrading // Oil & amp- Gas Journal. -2006.- № 6. — P. 52−56.
13. Speight J.G. The Desulfurization of Heavy Oils and Residua. 2nd ed., revised and expanded. — Laramie, Wyoming: Marcel Dek-ker, Inc., 1999. — 459 p.
14. The occurrence of ultra-deep heavy oils in the Tabei Uplift of the Tarim Basin, NW China / Guangyou Zhu, Shuichang Zhang, Jin Su et al. // Organic Geochemistry. — 2012. — № 52. — P. 88−102.
15. Meyer R.F., Medaisko G.S. Heavy Oil Natural Bitumen Deposits of Latin America. — New York: Department of the Interior U.S. Geological Survey, 1991. — 33 p.
16. Якуцени В. П., Петрова Ю. Э., Суханов А. А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в
общем балансе // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2007. — Т. 2. URL: http: //www. ngtp. rU/rub/6/006. pdf (дата обращения: 02. 06. 2014).
17. Пуртова И. П., Вариченко А. И., Шпуров И. В. Трудноизвлекае-мые запасы нефти. Терминология. Проблемы и состояние освоения в России // Наука и ТЭК. — 2011. — № 6. — С. 21−26.
18. Ибраев В. И. Прогнозирование напряженного состояния коллекторов и флюидоупоров нефтегазовых залежей в Западной Сибири. — Тюмень: ОАО «Тюменский дом печати», 2006. -208 с.
19. Лисовский Н. Н., Халимов Э. М. О классификации трудноиз-влекаемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. — 2009. — № 6. -С. 33−35.
20. Ященко И. Г., Полищук Ю. М. Трудноизвлекаемые нефти: физико-химические свойства и закономерности размещения / под ред. А. А. Новикова. — Томск: В-Спектр, 2014. — 154 с.
21. Распространение высоковязких нефтей в отложениях нижней юры и фундамента юго-востока Западной Сибири / Н.А. Крас-ноярова, О. В. Серебренникова, С. В. Писарчук, Ву Ван Хай // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа: Матер. V Всеросс. научно-практ. конф. — Томск, 21−24 сентября 2010. — Томск: Изд-во ИОА СО РАН, 2010. — С. 287−288.
22. Красноярова H.A., Серебренникова О. В., Зайцев С. П. Особенности состава органического вещества мезозоя юго-востока Западной Сибири (параметрические скважин Восток-1, Вос-ток-3, Вездеходная-4) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2011. — № 4. -С. 37−43.
23. Ященко И. Г. Физико-химические свойства трудноизвлекае-мых нефтей в зависимости от содержания парафинов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2010. — № 6. — С. 39−48.
24. Ященко И. Г., Полищук Ю. М. Особенности физико-химических свойств трудноизвлекаемых нефтей и условий их залегания // Газовая промышленность. — 2013. — № 696. — Спецвыпуск. — С. 45−49.
25. ГОСТ Р 51 858. 2002. Нефть. Общие технические условия. Введен в 2002 г. — М.: Госстандарт России: Изд-во стандартов, 2001.
26. Серебренникова О. В., Красноярова Н. А., Филиппова Т. Ю. Взаимосвязь состава и содержания алканов и металлопорфи-ринов нефтей и ОВ пород юго-востока Западной Сибири как отражение условий формирования нефтематеринских толщ // Нефтехимия. — 2003. — Т. 43. — № 3. — С. 145−149.
27. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней — средней юры Западно-Сибирской провинции / Ф. Г. Гурари, В. П. Девятов, В. И. Демин и др. — Новосибирск: Наука, 2005. -156 с.
Поступила 06. 06. 2014 г.
UDC 553. 982
AREA AND CROSS-SECTION DISTRIBUTION OF VISCOUS WAXY OILS IN DEPOSITS LOCATED
IN THE SOUTHEAST OF WESTERN SIBERIA
Natalya A. Krasnoyarova,
Cand. Sc., Institute of Petroleum Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 4, Akademichesky Avenue, Tomsk, 634 021, Russia- National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634 050, Russia. E-mail: natalex@ipc. tsc. ru
Irina G. Yashchenko,
Cand. Sc., Institute of Petroleum Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 4, Akademichesky Avenue, Tomsk, 634 021, Russia.
E-mail: sric@ipc. tsc. ru
Olga V. Serebrennikova,
Dr. Sc., National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634 050, Russia- Institute of Petroleum Chemistry, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, 4, Akademichesky Avenue, Tomsk,
634 021, Russia. E-mail: ovs@ipc. tsc. ru
The paper considers the resource potential of viscous waxy oils occurring in the southeast of Western Siberia, Tomsk region in particular. Now the study of such oils is the extremely urgent issue caused by the large-scale development of difficult-to-recover oil reserves. The authors have obtained the data on composition and properties of oils from new wells in Tomsk region. The database of oils at the Institute of Petroleum Chemistry SB RAS was supplemented with descriptions of the properties of 16 oils from the wells of Mayskoye, Sredne-, Zapadno- and Yuzhno-Mayskoye oilfields located in Festivalnaya, Vostochno- and Yuzhno-Festivalnaya areas and of 3 oils from Kiev-Eganskoe oilfield. By physicochemical properties (density at 20 °C, viscosity at 20 and 50 °C, congelation point, sulfur and paraffin contents and yields of distillate fractions at 200 and 300 °C) the oils were estimated and classified according to the specifications to oils coming into the pipeline transportation system for subsequent export. The obtained geochemical characteristics of oils on composition of n-alkanes testify to oxidative, less often sub-oxidative conditions for accumulation of oil-generating organic matter and to a wide range of oils thermal transformation (from slight to significant). The specificity of occurrence and location of viscous waxy oils in the southeast of Western Siberia was analyzed. It was ascertained that the deposits of the most viscous oils with high sulfur, paraffin, resin and asphaltene contents and high gas content are located in the area of the basin transition sedimentogenesis. The analysis of the specific occurrence and location enables one to give correct prediction of spatial zoning and detection of viscous waxy oils.
Key words:
Viscous waxy oils, physicochemical oil properties, geochemical characteristics of oils, age of oil-enclosing rocks, West Siberian oil-and-gas bearing basin.
REFERENCES
1. Korzhubaev A. Ne zhdat milosti ot nedr [Do not wait for favors from the subsoil]. Neft Rossii, 2011, no. 3, pp. 18−24.
2. Kimelman S.A., Podolsky Yu.V. Perspektivy razvitiya neftedo-bychi v Rossii do 2030 goda [Prospects for the development of oil production in Russia up to 2030]. Teoriya ipraktika otsenkipro-myshlennoy znachimosti zapasov i resursov nefti i gaza v sovre-mennykh usloviyakh. Sbornik materialov nauchno-prakticheskoy konferentsii [Theory and Practice of Industrial importance of reserves and resources of oil and gas in modern conditions. Proc. of scientific conference]. St-Petersburg, 4−8 July 2011. St-Peter-sburg, VNIGRI Publ., 2011. pp. 59−68.
3. Neft novoy Rossii. Situatsiya, problemy, perspektivy [Oil the new Russia. Situation, Problems and Prospects]. Ed. by. V. Yu. Alek-perov. Moscow, Drevlekhranilishche Publ., 2007. 688 p.
4. Garushev A.R. O roli vysokovyazkikh neftey i bitumov kak istochnike uglevodorodov v budushchem [On the role of high-viscosity oils and bitumens as a source of hydrocarbons in the future]. Neftyanoe khozyaystvo, 2009, no. 3, pp. 65−67.
5. Garushev A.R. O klyuchevoy roli vysokovyazkikh neftey i bitumov kak istochnikov uglevodorodov v budushchem [On the role of high-viscosity oils and bitumens as a source of hydrocarbons in the future]. Tekhnologii nefti i gaza, 2010, no. 1, pp. 31−34.
6. Maksutov R., Orlov G., Osipov A. Osvoenie zapasov vysokovyazkikh neftey v Rossii [The development of high-viscosity oil reserves in Russia]. Tekhnologii TJeK, 2005, no. 6, pp. 36−40.
7. Khalimov E.M. Geotekhnologii razvedki i razrabotki neftyanykh mesto-rozhdeny. Izbrannye trudy (1958−2000 gg.) [Geotechnology of exploration and development of oil fields]. Moscow, IGiRGI Publ., 2001. 656 p.
8. Khalimov E.M. Kontseptsiya differentsirovannoy stavki naloga na dobychu poleznykh iskopaemykh [The concept of differentiated tax rate on mining mineral]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeny, 2004, no. 11, pp. 44−50.
9. Lukyanov E.G., Trenin Yu.A., Derevyagin A.A. Dostovernost ge-ologo-geofizicheskoy informatsii dlya otsenki izvlekaemykh (ren-tabelnykh) zapasov nefti [Reliability of geological and geophysical information for oil reserves evaluation]. Neftegazovoe delo, 2008, no. 1. Available at: http: //ogbus. ru/authors/Lukya-nov/Lukyanov1. pdf (accessed 26 May 2014).
10. Khafizov F.Z. Analiz zapasov nefti [Analysis of oil reserves]. Ed. by A.E. Kontorovich. Tyumen, IzdatNaukaServis Publ. House, 2011. 228 p.
11. Antoniadi D.G., Koshelev A.T., Pustovoy P.A. Problemy po-vysheniya dobychi nefti v usloviyakh mestorozhdeny Rossii [The issue of improving oil production at the oilfields of Russia]. Neft. Gaz. Novatsii, 2010, no. 12, pp. 60−63.
12. Vartivarian D., Andrawis H. Delayed coking schemes is most economical for heavy-oil upgrading. Oil & amp- Gas Journal, 2006, no. 6, pp. 52−56.
13. Speight J.G. The Desulfurization of Heavy Oils and Residua. 2nd ed., revised and expanded. Laramie, Wyoming, Marcel Dekker, Inc., 1999. 459 p.
14. Guangyou Zhu, Shuichang Zhang, Jin Su. The occurrence of ultra-deep heavy oils in the Tabei Uplift of the Tarim Basin, NW China. Organic Geochemistry, 2012, no. 52, pp. 88−102.
15. Meyer R.F., Medaisko G.S. Heavy Oil Natural Bitumen Deposits of Latin America. New York, Department of the Interior U.S. Geological Survey, 1991. 33 p
16. Yakutseni V.P., Petrova Yu.E., Sukhanov A.A. Dinamika doli ot-nositelnogo soderzhaniya trudnoizvlekaemykh zapasov nefti v obshchem balance [Dynamics of the share of the relative content of hard-to-recover oil reserves in balance reserves]. Neftegazova-ya geologiya. Teoriya i praktika, 2007, vol. 2. Available at: http: //www. ngtp. ru/rubZ6/006. pdf (accessed 02 June 2014).
17. Purtova I.P., Varichenko A.I., Shpurov I.V. Trudnoizvlekaemye zapasy nefti. Terminologiya. Problemy i sostoyanie osvoeniya v Rossii [The reserves of hard-to-recover oil. Terminology. Problems and the state of development in Russia]. Nauka i TJeK, 2011, no. 6, pp. 21−26.
18. Ibraev V.I. Prognozirovanie napryazhennogo sostoyaniya kollek-torov i flyuidouporov neftegazovykh zalezhey v Zapadnoy Sibiri [Prediction of the stress state of collectors and immobile fluid of oil and gas deposits in Western Siberia]. Tyumen, Tyumen Publ. House, 2006. 208 p.
19. Lisovsky N.N., Khalimov E.M. O klassifikatsii trudnoizvlekaemykh zapasov [Classification of difficult oil]. Vestnik CKR Rosne-dra, 2009, no. 6, pp. 33−35.
20. Yashchenko I.G., Polishchuk Yu.M. Trudnoizvlekaemye nefti: fi-ziko-khimicheskie svoystva i zakonomernosti razmeshcheniya [Hard-to-oil: physico-chemical properties and patterns of distribution]. Ed. by A.A. Novikov. Tomsk, V-Spektr Publ., 2014. 154 p.
21. Krasnoyarova N.A., Serebrennikova O.V., Pisarchuk S.V., Vu Van Hay. Rasprostranenie vysokovyazkikh neftey v otlozhe-niyakh nizhney yury i fundamenta yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri [Distribution of high-viscosity oil in the sediments of the Lower Jurassic and the Foundation of the southeast of Western Siberia].
Dobycha, podgotovka, transport nefti i gaza: Materialy V Vserossi-yskoy nauchno-prakticheskoy konferentsii [Production, treatment, oil and gas transport. Proc. of V All-Russian scientific conference]. Tomsk, 21−24 September 2010. Tomsk, IOA SO RAN Publ., 2010. pp. 287−288.
22. Krasnoyarova H.A., Serebrennikova O.V., Zaytsev S.P. Osoben-nosti sostava organicheskogo veshchestva mezozoya yugo-vosto-ka Zapadnoy Sibiri (parametricheskie skvazhiny Vostok-1, Vos-tok-3, Vezdekhodnaya-4) [Features of the organic matter of the Mesozoic southeast of Western Siberia (parametric wells Vostok 1, Vostok-3, all-terrain-4)]. Geologiya, geofizika i razrabotka nef-tyanykh i gazovykh mestorozhdeny, 2011, no. 4, pp. 37−43.
23. Yashchenko I.G. Fiziko-khimicheskie svoystva trudnoizvlekaemykh neftey v zavisimosti ot soderzhaniya parafinov [Dependence of physical and chemical properties of hardly recoverable oils on paraffin content]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftya-nykh i gazovykh mestorozhdeny, 2010, no. 6, pp. 39−48.
24. Yashchenko I.G., Polishchuk Yu.M. Osobennosti fiziko-khi-micheskikh svoystv trudnoizvlekaemykh neftey i uslovy ikh zale-ganiya [Features of physical and chemical properties of hard-to-recover oils and conditions of occurrence]. Gazovaya promyshlen-nost, 2013, no. 696, Special Issue, pp. 45−49.
25. GOST R 51 858. 2002. Neft. Obshchie tekhnicheskie usloviya [Oil. General specifications]. Moscow, Gosstandart Rossii: Izd-vo stan-dartov, 2001.
26. Serebrennikova O.V., Krasnoyarova N.A., Filippova T. Yu. Vza-imosvyaz sostava i soderzhaniya alkanov i metalloporfirinov neftey i OV porod yugo-vostoka Zapadnoy Sibiri kak otrazhenie uslo-vy formirovaniya neftematerinskikh tolshch [Relationship of composition and content of alkanes and metalloporphyrins oils and extract rocks in southeast of Western Siberia as a reflection of the conditions of formation of source sequences]. Neftekhimi-ya, 2003, vol. 43, no. 3, pp. 145−149.
27. Gurari F.G., Devyatov V.P., Demin V.I. Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost nizhney — sredney yury Zapadno-Sibirskoy pro-vintsii [Geological feature and petroleum potential lower — middle Jurassic West Siberian province]. Novosibirsk, Nauka Publ., 2005. 156 p.
Received: 06 June 2014.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой