Сорокин А.В., Сорокин В.Д. (ООО Омега-К)

Результаты изучения закономерностей в распределении углеводородов в природных углеводородных системах имеют большое значение для решения вопросов генезиса нефти, особенностей взаимодействия молекул нефти с поверхностью коллектора, построения моделей гидродинамического вытеснения нефти из пласта, подсчета запасов углеводородов, разработки технологий добычи нефти, выбора методов увеличения нефтеотдачи и др.

Исследованию закономерностей распределения компонентно-фракционного состава нефти посвящен ряд работ [1, 2, 3]. На основании большого количества информации, по мнению авторов, выявлена универсальная закономерность в распределении углеводородов в нефти.

В работе [4] показано, что распределение компонентно-фракционного состава в нефти месторождений Западной Сибири не полностью соответствует закономерности, предложенной авторами работ [1, 2, 3]. По мнению автора работы [4], это происходит из-за особенностей распределения углеводородов в нефти месторождений Западной Сибири.

Установлению закономерностей распределения компонентного состава пластовых углеводородных систем посвящена работа [5]. В ней выявлен характер распределения начальных углеводородных соединений в компонентном составе пластовой нефти месторождений Западной Сибири.

Наряду с проблемой изучения и поиска закономерности в распределении компонентно-фракционного состава нефти существует проблема поиска закономерных связей и между отдельными компонентами, находящимися в составе нефти, их группами, отношениями содержания отдельных компонентов и т.д. и ее физико-химическими свойствами.

В работе [6] изложен методический подход и приведена систематизирующая таблица, по которой устанавливались зависимости между физико-химическими свойствами и компонентным составом пластовой нефти. Количество индивидуальных компонентов, их комбинаций и физико-химических свойств нефти весьма значительно, поэтому число зависимостей составляет около тысячи.

С целью получения зависимостей между содержанием компонентов и молярной массой пластовой нефти для анализа выбраны наиболее полно изученные залежи различных нефтедобывающих районов Западной Сибири, с количеством проб, пришедшихся на изучаемую залежь, более 30. Используемая для анализа информация о физико-химических свойствах пластовой нефти приведена в работе [7].

Представленная ниже информация охватывает значительное количество залежей месторождений Западной Сибири, диапазон пластового давления которых лежит в пределах 15-30 МПа, пластовой температуры от 55 до 111⁰С. Время возникновения ловушек охватывает практически все геологические эпохи.

Следует отметить, что значения молярной массы нефти не зависят от термобарических условий, в которых находится нефть в залежи, т.е. эта характеристика объективна и отражает интегральное свойство углеводородной системы. Из числа возможных зависимостей было исследовано 64, по 30 из них установлены корреляционные связи.

Установлены зависимости между молярной массой пластовой нефти и содержанием С₁, С_5+в, отношением содержаний С₁/С₄, С₁/С₅, С₁/С_5+в, С₂/С_5+в, С₁/С₁-С₄, С₁/С₁-С₅, С₄/С₁-С₂, С₄/С₁-С₃, С₄/С₁-С₄, С₄/С₁-С₅, С₅/С₁-С₂, С₅/С₁-С₃, С₅/С₁-С₄, С₅/С₁-С₅, С₁-С₄/С₅, С₂/Г, С₃/Г, С₄/Г, С₅/Г, С₁-С₄/Г, С₁-С₅/Г, С₁/М, С₂/М, С₃/М, суммой содержаний С₁-С₂, С₁-С₃, С₁-С₄, С₁-С₅.

Ниже приведена часть полученных зависимостей между компонентным составом и молярной массой пластовой нефти.

На рис.1 приведены примеры зависимостей между содержанием метана в пластовой нефти и молярной массой пластовой нефти Мпл.

 

Рис.1. Зависимость содержания метана в пластовой нефти от молярной массы пластовой нефти

 

Семейство аппроксимирующих линий в диапазоне значений молярной массы пластовой нефти от 60 до 260 кг/кмоль, содержание метана – от 5 до 50% представляется линейной функцией. Коэффициент корреляции находится в пределах 0,55 – 0,92. Вид функции, коэффициенты уравнения, коэффициенты корреляции приведены в табл.1.

 

Таблица 1. Примеры зависимости между содержанием метана и молярной массой пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири

 

Можно отметить, что для одного и того же значения молярной массы в составе более легкой нефти содержание метана меньше, чем в составе более тяжелой.

Для всех рассмотренных месторождений зависимость имеет похожую тенденцию, большинство аппроксимирующих линий на графиках располагается параллельно друг к другу, с незначительным количеством исключений.

 

Рис.2. Зависимость содержания суммы компонентов С_5+в в пластовой нефти от молярной массы пластовой нефти

 

На рис.2 приведены примеры зависимостей, связывающих содержание суммы компонентов пентаны+высшие в составе и молярную массу пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири. Семейство аппроксимирующих линий в диапазоне значений молярной массы от 55 до 270 кг/кмоль, содержание суммы компонентов С_5+в от 5 до 90% приближается линейной функцией. Вид функции, коэффициенты уравнения, коэффициенты корреляции приведены в табл.2.

 

Таблица 2. Примеры зависимости между содержанием суммы компонентов пентаны+высшие и молярной массой пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири

 

Обобщая информацию о зависимостях между содержанием компонентов С_5+в и молярной массой пластовой нефти можно найти параметры общего уравнения для исследуемых месторождений. Коэффициенты обобщенного уравнения будут равны: А=0,33, В=15,7, коэффициент корреляции равен 0,86.

 

Рис.3. Зависимость отношения содержания метана к содержанию суммы пентаны+высшие от молярной массы пластовой нефти

 

На рис.3 приведены примеры зависимостей, связывающих отношение содержания метана к сумме компонентов пентаны+высшие в составе и молярную массу пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири.

Семейство аппроксимирующих линий в диапазоне значений молярной массы от 60 до 270 кг/кмоль, отношения содержания метана к сумме компонентов С_5+в от 0,1 до 1,5 приближены линейной функцией. Вид функции, коэффициенты уравнения, коэффициенты корреляции приведены в табл.3.

 

Таблица 3. Примеры зависимости между отношением содержания метана к содержанию суммы пентаны+высшие и молярной массой пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири

 

Примеры зависимостей содержания суммы компонентов С₁-С₄ в составе пластовой нефти от ее молярной массы приведены на рис.4. Семейство аппроксимирующих линий приближено линейной функцией.

 

Рис.4. Зависимость содержания суммы компонентов С₁-С₄ в пластовой нефти от молярной массы пластовой нефти

 

При анализе использованы результаты исследований пластовых углеводородных систем, значения молярной массы которых находятся в интервале от 60 до 200 кг/кмоль, содержание суммы компонентов С₁-С₄ – от 5 до 70%.

Зависимость имеет универсальный характер для исследованных месторождений Западной Сибири, причем линии, соответствующие индивидуальным залежам, лежат достаточно близко к их аппроксимирующей. Каждому месторождению соответствует свой диапазон значений молярной массы пластовой нефти и соответственно определенный интервал изменения содержания суммы компонентов С₁-С₄ в ее составе (в мольн.%), например, для Вынгапуровского месторождения (пласт БВ₈) 60 < Мпл.н. < 150 кг/кмоль, а 25 < ХС₁-С₄ < 70% и т.д.

Коэффициенты корреляции находятся в пределах 0,56-0,98. Вид функции, коэффициенты уравнения, коэффициенты корреляции приведены в табл.4.

 

Таблица 4. Коэффициенты уравнения и коэффициенты корреляции зависимости содержания суммы компонентов С₁-С₄ от молярной массы пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири

 

Обобщенная зависимость между содержанием суммы компонентов метан-бутаны и молярной массой пластовой нефти исследуемых месторождений имеет коэффициенты уравнения: А=-0,33, В=84,3, коэффициент корреляции равен -0,86.

 

Рис.5. Зависимость содержания суммы компонентов С₁-С₅ в пластовой нефти от молярной массы пластовой нефти

 

На рис.5 приведены примеры зависимостей, связывающих содержание суммы компонентов метан-пентаны в составе и молярную массу пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири. Семейство аппроксимирующих линий в диапазоне значений молярной массы от 60 до 260 кг/кмоль, содержание суммы компонентов метан-пентаны от 5 до 75% приближено линейной функцией. Вид функции, коэффициенты уравнения, коэффициенты корреляции приведены в табл.5.

 

Обобщенная зависимость между содержанием суммы компонентов метан-пентаны и молярной массой пластовой нефти месторождений Западной Сибири имеет коэффициенты уравнения: А=-0,32, В=88,0, коэффициент корреляции равен -0,84.

Анализ представленной выше информации и сопоставление ее с термобарическими условиями пластов, в которых находятся изучаемые нефти, позволяет сделать вывод о том, что на графиках упорядоченного расположения линий по возрастанию или убыванию пластовых температур и давлений не прослеживается. Также не обнаружена связь и с геологическим временем образования ловушки.

Необходимо отметить, что между частью параметров взаимосвязи не установлены. Данный факт может быть объяснен следующими причинами:

• слабым влиянием одного параметра на другой, вследствие незначительного содержания компонента в нефти, малого диапазона варьирования параметра и т.д.;
• низким качеством исходной информации вследствие ошибок при экспериментальном определении свойств нефти при последующей обработке информации и т.д.

Подтверждением наличия второй причины являются факты установления достаточно сильных корреляционных связей между параметрами по одним залежам и слабых корреляционных связей по другим.

Таким образом, на основе анализа представленной информации можно сделать следующие выводы.

1. Для нефти каждой залежи Западной Сибири имеется определенный диапазон изменения значений содержания отдельных компонентов и молярной массы пластовой нефти.
2. Обнаружены корреляционные связи между содержанием отдельных компонентов в составе их групп, отношений и т.д. и молярной массой пластовой нефти.
3. Для нефти исследованных залежей в большинстве случаев не выявляются общие зависимости между содержанием отдельных компонентов и молярной массой пластовой нефти, но тенденции изменений имеют одинаковый характер.
4. Между отдельными параметрами и молярной массой пластовой нефти установлены обобщенные зависимости для месторождений Западной Сибири, имеющие высокие значения корреляционных связей.
5. Установленные зависимости позволяют по значениям молярной массы рассчитать значения индивидуальных компонентов в составе их групп, отношений и т.д.
6. Параметры зависимостей и их вид не зависят от термобарических условий нефти в залежи, времени образования ловушки.
7. Различия коэффициентов регрессионных уравнений для разных залежей свидетельствуют об индивидуальном соотношении компонентов в составе нефти.

Литература

1. Эйгенсон А.С., Куликов А.Е. Закономерность распределения фракций в нефтях по температурам кипения. Математическая модель и расчеты на ее основе ИТК нефти // Труды БашНИИНП, 1975, вып.XIV. – С.114-120.
2. Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. Закономерности компонентно-фракционного и химического состава нефтей (Универсальная закономерность распределения жидких фракций и растворенных газов в нефтях. Статья 1). – М.: Химия и технология топлив и масел. – 1987, № 4. – С.32-36.
3. Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. Закономерности компонентно-фракционного и химического состава нефтей (Применение универсальной закономерности распределения массы к содержанию в пластовой нефти наиболее летучих углеводородов. Потенциальные ресурсы нефтяных попутных газов. Статья 5). – М.: Химия и технология топлив и масел. – 1987, № 7. – С.30-32.
4. Крикунов В.В. Применение универсальных закономерностей распределения углеводородов в аналитических методах расчета составов и свойств пластовых нефтей //Химия нефти и газа. Материалы IV Международной конференции. – Томск, 2000, т.1. – С.46-51.
5. Самороков С.Н., Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Шутов В.С. Закономерности распределения углеводородов в природных системах // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 1995. – С.82-85.
6. Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Разработка системного подхода к поиску и установлению зависимостей между компонентным составом и физико-химическими свойствами нефти // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. – № 15. – 2005. – С.54-59.
7. Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Диапазон значений физико-химических свойств проб нефти по залежи на месторождениях Западной Сибири // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. – № 19. – 2008. – С.54-58.