Зависимости между компонентным составом пластовой нефти и ее молярной массой
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, С5+в, отношением содержаний С1/С4, С1/С5, С1/С5+в, С2/С5+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 С5+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 С5+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 С5+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 С5+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.

Таблица 5. Коэффициенты уравнения и коэффициенты корреляции в уравнении, связывающие содержание суммы метан — пентаны и молярную массу пластовой нефти ряда месторождений Западной Сибири
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.
- Для нефти каждой залежи Западной Сибири имеется определенный диапазон изменения значений содержания отдельных компонентов и молярной массы пластовой нефти.
- Обнаружены корреляционные связи между содержанием отдельных компонентов в составе их групп, отношений и т.д. и молярной массой пластовой нефти.
- 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.
- Между отдельными параметрами и молярной массой пластовой нефти установлены обобщенные зависимости для месторождений Западной Сибири, имеющие высокие значения корреляционных связей.
- Установленные зависимости позволяют по значениям молярной массы рассчитать значения индивидуальных компонентов в составе их групп, отношений и т.д.
- Параметры зависимостей и их вид не зависят от термобарических условий нефти в залежи, времени образования ловушки.
- Различия коэффициентов регрессионных уравнений для разных залежей свидетельствуют об индивидуальном соотношении компонентов в составе нефти.
Литература
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.