Крикунов В.В., Шилов В.И. (ТО СургутНИПИнефть)
Мосунов А.Ю. (ОАО СибИНКор)

При обосновании характерных особенностей состава и свойств нефтей пластовых флюидов Самотлорского месторождения использованы результаты исследования проб дегазированной нефти — однократное (стандартное) разгазирование и поверхностных устьевых проб нефти 182 скважин.

Исследования объекта БВ₈ выполнялись специализированными службами Центральной лаборатории Главтюменьгеологии в 1968-1974 гг., СибНИИНП в 1972-1986гг.

С 1994 года изучались пробы пластовых флюидов пласта БВ₇ впервые на основании поверхностных устьевых проб нефти четырех скважин Самотлорского месторождения. Анализировались основные физико-химические характеристики нефти пласта БВ₈ по данным 1968-1986 гг.

Таблица 1. Физико-химическая характеристика нефти пласта БВ₈ Самотлорского месторождения

Усреднённые значения по выборке данных основных физико-химических параметров нефти пласта БВ₈ приведены в табл.1.

По технологической классификации (ГОСТ 912-66) нефти Самотлорского месторождения (пласт БВ₈) легкие (95.83% от общего числа проб), маловязкие (99.48%), малосмолистые (89.58%), с выходом фракций до 3500С – около 55%. Содержание парафина варьирует в широких пределах, при этом для 90% проб этот параметр составляет 2-6% масс.

В качестве дополнительной информации о свойствах нефти пласта БВ₈ в 2001 году из скв.39089/3077, эксплуатирующей этот пласт, была отобрана и изучена проба, характеристики которой приведены в табл.2.

Таблица 2. Физико-химическая характеристика нефти скв.39089/3077 пласта БВ₈ Самотлорского месторождения (2001 г.)

Так как нефтеносность пласта БВ₇ подтверждена сравнительно недавно, выполненные нами определения физико-химических характеристик нефти стали одни из первых.

Мы проанализировали основные физико-химические параметры нефти пласта БВ₇ с накопленными аналогичными данными пласта БВ₈ по трем поверхностным пробам нефти, отобранным на устье скважин 30199/3012, 39017/3012, 39018/1391.

Метод исследования – полный физико-химический анализ представленных проб в соответствии с ГОСТ 9965-76 и ТУ 39-1623-93.

В табл.3 приведены основные физико-химические характеристики нефти пласта БВ₇.

Таблица 3. Физико-химическая характеристика нефти пласта БВ₇ Самотлорского месторождения

В качестве основных параметров, наиболее полно характеризующих нефть конкретной скважины, выбраны: плотность при 20⁰С (r²⁰), вязкость при 20⁰С и 50⁰С (m²⁰;m⁵⁰), молярная масса (MW), массовое содержание серы (S,%),содержание смол силикагелевых (С,%), асфальтенов (А,%), парафина (П, %); объёмный выход фракций до 300⁰С (Ф₃₀₀,%).

Для сокращения объёма вычислений были изучены корреляционные взаимосвязи между представленными физико-химическими параметрами. Для этого данные исследуемого массива подвергнуты автомасштабному преобразованию на единицу дисперсии (АМП), используя соотношение:

 

, где x’ — значение k-го свойства i-го образца в измененной системе координат;

x_k - среднее значение k-го свойства;

S_k - стандартное отклонение k-го свойства.

Корреляционная матрица С для совокупности данных по физико-химическим свойствам нефтей определяется с помощью уравнения

 

, где X — матрица значений физико-химических параметров в массиве;

X^T- транспонированная матрица значений параметров в массиве;

N — число исследованных скважин в матрице данных.

Для пластов БВ₇, БВ₈ Самотлорского месторождения она имеет вид, представленный в табл.4, где элементами квадратной матрицы являются коэффициенты парной корреляции свойств.

Таблица 4. Коэффициенты парной корреляции нефти пластов БВ₇ и БВ₈ Самотлорского месторождения

Анализ корреляционной матрицы показывает, что физико-химические параметры являются в основном некоррелированными. Исключение составляют пары r²⁰–m²⁰(r=0,82); r²⁰–m⁵⁰(r=0,82); m²⁰–m⁵⁰(r=0,89), что определяется физическим смыслом этих параметров. На этом основании при исключении одного из этих коррелированных параметров не происходит потери информативности и сокращается объём вычислений [1].

На первом этапе критериями оценки, позволяющими сделать вывод о сходствах и различиях нефтей пластов БВ₇, БВ₈, были выбраны результаты дисперсионного анализа (табл.5). Такой подход позволяет оценить, значима ли разница по k-му физико-химическому параметру усреднённой нефти для каждого объекта разработки. Значимость величины найденной оценки F (критерий Фишера) проверяется сравнением её с критической величиной F_кр для данного числа степеней свободы (df) и доверительного уровня 0,95. При подтверждении гипотезы F>F_кр, можно сделать вывод о том, что нефти двух пластов статистически значимо различаются по k-му физико-химическому параметру. Для вязкости при 50⁰С дисперсионный анализ не проводился, так как этот параметр коррелирован с плотностью и вязкостью при 20⁰С, т.е. имеет аналогичное распределение.

Таблица 5. Результаты дисперсионного анализа

Анализ (табл.5) показывает, что статистически значимо различаются физико-химические свойства нефти пластов БВ₇ и БВ₈ по следующим параметрам: массовое содержание смол силикагелевых, асфальтенов. Однако здесь подчеркнем, что для данных видов анализа погрешности, утверждённые методиками исполнения и ГОСТом, значительно превышают отличия в средних значениях представленных параметров, что не учитывалось при дисперсионном анализе.

Для демонстрации обобщённых признаков, характеризующих нефти пластов БВ₇ и БВ₈Самотлорского месторождения, массив данных был обработан в рамках математического метода главных компонентов, в основе которого лежит нахождение некоррелированных линейных комбинаций физико-химических свойств нефти x_i в виде:

 

дисперсии которых расположены в убывающем порядке, т.е., s²(z₁)>s²(z₂)>…>s²(z_n).

На языке линейной алгебры решается эта задача следующим образом: коэффициентами линейных комбинаций служат компоненты собственных векторов корреляционной матрицы, а дисперсии главных компонентов равны собственным числам этой матрицы s²{z_i}=l_i, которые определяются уравнением

 

где l — скаляр, диагональный элемент, результат преобразования осей координат вращением собственного вектора а_i, удовлетворяющего условию:

 

На основании координат собственных векторов рассчитываются компоненты z_j, затем выбираются два главных компонента, собственные значения l которых имеют наиболее полную информацию (максимальная доля от общей дисперсии), чтобы спроектировать данные на удобное для анализа двумерное пространство с минимальной потерей количества информации [2-3].

Величины рассчитанных собственных значений и собственных векторов представлены в табл.6, из результатов которой следует, что первые два вектора несут в себе около 55% общей дисперсии. Таким образом, при выборе их для расчёта главных компонентов при переходе от 8-мерного пространства (8 параметров) к проекциям на двумерное пространство теряется около 45% исходной информации, но при этом появляется возможность наглядно представить результаты физико-химического анализа.

Таблица 6. Элементы собственных векторов и собственные значения при интерпретации физико-химической характеристики нефтей пластов БВ₇ и БВ₈ Самотлорского месторождения

Графическая интерпретация метода главных компонентов для анализа физико-химических параметров нефти пластов БВ₇ и БВ₈ представлена на рис.1, где показано распределение скважин для исследуемых пластов по комплексным координатам z₁–z₂, каждая из которых включает влияние 8 физико-химических параметров в той степени, как это определено абсолютным значением элемента собственного вектора (табл.6).

Помимо того, что рис.1 даёт наглядную информацию по отдельным скважинам, с его помощью можно определить явные выбросы – результаты, аномально отличающиеся от наиболее часто встречающихся. Например, для скв.47 пласта БВ₈ получены данные, не согласующиеся с предыдущими и дальнейшими исследованиями. Этот факт требует объяснений и может предполагать различные варианты от особенностей разработки месторождения до некачественного выполнения аналитических работ в лаборатории.

Из рис.1 следует, что для изученных проб нефтей по сравнению с пробами из массива данных о физико-химических свойствах нефти пласта БВ₈ Самотлорского месторождения, наблюдается некоторое изменение параметров (смещение вправо и вниз от среднего значения [0;0]), которые тем не менее находятся в области распространения дисперсии свойств исходного массива. Такое изменение характерно для пластов с растущей обводнённостью, что отражается на свойствах органической фазы вследствие контакта с водой.

Рис.1. Графическая интерпретация метода главных компонент для анализа характеристических особенностей нефтей пластов БВ₇ и БВ₈

Некоторые авторы [4] отмечают, что изменение количества и соотношения концентраций микроэлементов (ванадий, никель) в нефти отражает закономерности формирования состава нефтей, в особенности содержащихся в них гетероатомных и высокомолекулярных соединений. Таким образом, эти параметры могут служить дополнительным источником подтверждения сходства или различия нефтей разных объектов.

В табл.7 приведены значения и соотношения концентраций ванадия и никеля для отдельных нефтей Западной Сибири [5]. Они дополнены результатами исследования четырех проб Самотлорского месторождения, изученных в 2001 году, которые подтверждают идентичность параметров нефти пластов БВ₇ и БВ₈ .

Таблица 7.  Содержание ванадия и никеля (г/т) в некоторых нефтях Западной Сибири

Литература

1. Налимов В.В. Теория эксперимента.- М.: Наука. — 1971. — С.87-109.
2. Duewer D., Kovalski R., Shatzki T.F.// Anal,Chem. -1975.-V.47.- p. 1573.
3. Шарафф М.А., Иллмэн Д.Л., Ковальски Б.Р. Хемометрика. – Л-д.- Химия. — ЛОАНСССР. — 1989.- С. 141-230.
4. Бескровный Н.С. Нафтометаллогения: единство нефте- и рудообразования // ЖВХО им. Д.И. Менделеева. — Т. XXXI.- 5.- 1986. — С.569-574.
5. Бегак О.Ю., Сыроежко А.М. Идентификация источников нефтяных загрязнений комплексом современных инструментальных методов анализа // ЖПХ. — Т. 74, 5. — 2001. — С.762-766.