CC BY
11УДК 552.578.2.08:54:553.982(571.122)
Лазарев Д.А., Туров Ю.П.
Lazarev D.A., Turov Yu.P.
ВАРИАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ
VARIATIONS OF THE HYDROCARBON COMPOSITION OF OIL-FIELDS IN KHANTY-MANSI AUTONOMOUS OKRUG - UGRA
Представлены результаты исследований углеводородного состава и геохимических параметров нефтей месторождений ХМАО - Югры. Установлено, что вариации углеводородного состава изученных образцов достаточно велики, но большинство характеристик состава описываются гауссовым распределением. В соответствии с существующей геохимической классификацией по углеводородному составу, нефти, извлекаемые из различных скважин одного месторождения, могут быть отнесены к объектам различного генетического типа по природе исходного органического материала и условиям формирования.
The article presents the results of studies of the hydrocarbon composition and geochemical parameters of the oil-fields in KhMAO - Ugra. It was found that the variations of the hydrocarbon composition of the studied samples are large-scale, but most of the characteristics of the composition are described by a Gaussian distribution. In accordance with the existing geochemical classification of the hydrocarbon composition of oil, extracted from different wells of the field samples can be assigned to objects of different genetic type of the original organic material and formation conditions.
Ключевые слова: нефть, углеводородный состав, геохимические параметры и корреляции.
Key words: crude oil, hydrocarbon composition, geochemical parameters and correlations.
Известно, что состав нефтей различных нефтяных провинций, разных месторождений и даже скважин может изменяться в широких масштабах. Сведения о материальном составе извлекаемой нефти несут информацию о геохимической истории месторождения, характеризуют физико-химические процессы взаимодействия в системе пластовый флюид-вмещающие породы, которые влияют на коэффициент извлечения нефти, и в итоге определяют адекватность экономических оценок эффективности эксплуатации месторождения, чем определяется постоянный интерес исследователей к данной проблеме [1; 3; 4; 7].
Так как результаты анализов материального состава нефтей (как текущих, так и хранящихся в архивах и базах данных) имеют конечную точность, необходимо всегда учитывать метрологические характеристики информации, на основании которой принимаются решения, производятся оценки и формулируются выводы, так как их качество и надежность будут зависеть от величины погрешностей в исходных данных.
Следует также принимать во внимание некоторые особенности даже общепризнанных геохимических корреляций состава извлекаемой нефти с генезисом органического вещества - многие из них хорошо выполняются лишь в локальном и региональном масштабах (скважина, месторождение, нефтегазоносная провинция). При попытках сформулировать общие подходы исследователи сталкиваются с отсутствием четких границ для классификации нефтей, с необходимостью допущения отдельных исключений и отклонений от искомых общих закономерностей [1; 5; 7]. В отличие от
большинства публикаций, посвященных сопоставлению материального состава нефтей различных месторождений и продуктивных пластов [2; 3; 5], в которых сопоставляют интегральные характеристики состава (плотность, температуры кипения, фракционный и изотопный состав и др.) в данной работе исследовано и сопоставлено нефти на более детальном уровне, вплоть до гомологического и изомерного состава.
Анализ диапазона вариаций состава нефти месторождений ХМАО - Югры необходим как для решения важных технологических, экологических и экономических задач региона, определяющих перспективы развития экономики территории, так и для уточнения геохимических корреляций состава извлекаемой нефти с геохимической историей формирования месторождений.
Целью работы являлось детальное исследование вариаций группового, гомологического и изомерного состава углеводородов в образцах нефтей различных месторождений ХМАО - Югры и оценка достаточности полученной информации для решения задач классификации и идентификации образцов.
Предварительное разделение нефтяных образцов методом колоночной адсорбционной хроматографии, предшествующее подробному исследованию углеводородного состава (далее - УВ), проведено по общепринятой в нефтяной геохимии схеме (рис. 1).
Для детального исследования полученных при адсорбционном фракционировании образцов использовали методы капиллярной газо-жидкостной хроматографии с пламенно-ионизационным детектором (газожидкостная хроматография (далее - ГЖХ), хроматограф Кристалл 2000м), хроматомасс-спектрометрии (газовая хроматография - масс-спектрометрия (далее - ГХ-МС), хроматомасс-спектрометр PerkinElmer Clarus 500MS) и спектроскопии ультрафиолетового, видимого и инфракрасного диапазонов (УФ, ИК, спектрофотометры СФ-2000, Shimadzu UV-VIS 2600, PerkinElmer Spectrum 100).
Исследован углеводородный состав 22 образцов нефти различных месторождений ХМАО - Югры. Сопоставление состава образцов проводили на разных этапах анализа и различных уровнях детализации, как представлено на примере двух нефтей на рис. 2.
Системное сопоставление состава проводили, начиная со сравнения выходов фракций адсорбционного разделения нефти на колонке с окисью алюминия (нижний фрагмент рис. 2) - гексановой, в состав которой входят свободные углеводороды и неполярные гетероатомные соединения, бензольной («бензольные смолы») и спирто-бензольной (высокополярные «спирто-бензольные смолы»). Состав двух последних фракций, содержащих высокомолекулярные компоненты, охарактеризован методами УФ и ИК спектроскопии.
Гексановые фракции адсорбционного разделения были исследованы более детально методами ГЖХ и ГХ-МС. Это методы позволили установить групповой, гомологический и изомерный состав основной массы углеводородов. На среднем фрагменте рис. 2 представлено сравнение содержаний основных, преобладающих в составе нефтей ХМАО - Югры, групп углеводородов - парафинов, цикланов, алкилбензолов и полициклоароматики. Верхний фрагмент рис. 2 воспроизводит этап сопоставления
□ Бифенилы
□ Флуорены
□Фенантрены
□ Дибензотиофены
□ Нафталины
□ Полиароматические углеводороды
□ Парафины
□ Цикланы
□ Алкилбензолы
□ Свободные углеводороды
□ Бензольные смолы
□ Спирто -бензольные смолы
Рис. 2. Пример сопоставления группового состава двух образцов нефти
В соответствии с [6] были рассчитаны значения основных геохимических параметров, используемых в органической геохимии для классификации и идентификации нефтей на основе изомерного состава парафинов (см. таблицу). Распределения значений практически всех параметров (за исключением коэффициента изопреноидности К) оказались достаточно гладкими, без явно выраженной склонности к полимодальности.
группового состава полициклических ароматических соединений.
Методами селективной ионной регистрации по интенсивности ионов с массой 191 был исследован изомерный состав гопанов.
При обсуждении полученных результатов на первом этапе авторы решили оценить общий размах вариаций состава нефтей, не привязывая его к конкретным месторождениям, продуктивным пластам и скважинам. Несмотря на недостаточно представительную, по статистическим критериям, выборку (22 образца), оказалось, что распределения основных характеристик состава нефтей с довольно высокой доверительной вероятностью (Р = 0,95) могут быть аппроксимированы гауссовым распределением.
Это можно интерпретировать следующим образом. Так как распределение значений характеристик группового и гомологического состава по всей выборке имеет вид гауссовой кривой, причины, вызывающие отклонения конкретной частоты встречаемости конкретного значения от математического ожидания распределения, можно рассматривать как случайные, т.е. не обусловленные конкретными параметрами месторождения, продуктивных пластов и т.п. Исходя из этого, часто отмечаемые в литературе отклонения характеристик состава отдельных нефтяных объектов от общих геохимических и генетических закономерностей в рамках седиментационно-миграционной модели образования нефти могут быть объяснены как результат влияния на ее состав геологических и техногенных факторов на этапах эволюции и истории, непосредственно предшествующих ее извлечению на дневную поверхность Земли.
Оказалось, что даже вариации относительной распространенности изомеров одного из классов биомаркеров (гопанов) на уровне доверительной вероятности 0,95 по критерию Пирсона х2 в исследованном наборе образцов не противоречат гипотезе о нормальном распределении их концентраций.
Геохимические параметры, рассчитанные по изомерному составу парафинов
№ образца С.Р.1.1 С.Р.1.2 А В Рг/РИ К/
1 0,93 0,82 0,53 0,82 0,80 0,66
2 0,87 0,83 0,57 0,84 0,82 0,69
3 0,93 0,77 0,57 0,80 0,88 0,67
4 1,00 0,84 1,07 1,33 0,96 1,19
5 0,91 0,83 0,61 0,79 0,86 0,70
6 0,92 1,05 1,42 0,91 0,94 1,10
7 0,97 0,83 0,53 0,73 0,91 0,62
8 0,99 0,90 0,67 0,64 1,24 0,66
9 0,94 0,88 0,85 0,80 1,25 0,82
10 0,93 0,77 0,56 0,73 0,88 0,64
11 1,00 0,85 0,53 0,69 1,00 0,60
12 1,00 0,92 0,55 0,77 0,90 0,65
13 0,96 0,82 0,75 0,77 1,19 0,76
14 0,92 0,87 0,61 0,70 0,99 0,66
15 0,99 0,75 0,72 0,82 1,14 0,76
16 0,99 0,89 0,57 0,75 0,90 0,65
17 0,95 0,85 0,71 0,65 1,30 0,68
18 0,95 0,85 0,63 0,92 0,71 0,77
19 0,91 0,76 0,68 0,88 0,92 0,77
20 0,99 0,87 0,45 0,51 0,99 0,48
21 0,93 0,83 0,51 0,65 0,93 0,57
22 0,94 0,89 0,78 0,77 1,16 0,77
В процессее обработки полученных результатов анализа состава исследованных образцов было отмечено, что при формальном применении критериев существующей геохимической классификации по углеводородному составу нефти, извлекаемые из двух соседних скважин одного месторождения, могут быть отнесены к объектам различного генетического типа по природе исходного органического материала и условиям формирования.
Наиболее информативной характеристикой для классификации и идентификации нефтей является изомерный состав практически всех классов нефтяных соединений.
Широкие вариации состава нефти, даже в образцах из близко расположенных скважин, позволяют предположить, что наряду с геофизическими и геохимическими характеристиками месторождения, существенное влияние на него оказывают техногенные факторы - особенности технологии нефтеизвлечения и длительность эксплуатации скважин.
Применение геохимических критериев для классификации и идентификации нефтей, основанных на их материальном составе, рекомендуется ограничить образцами, полученными из разведочных скважин или на начальных стадиях эксплуатации продуктивных, так как известно, что материальный состав и свойства извлекаемой нефти изменяется с течением времени [1; 7].
Особенности динамики углеводородного состава нефти в процессе эксплуатации скважин можно связать со свойствами и поведением надмолекулярных структур в нефтяной системе. Это позволяет направить дальнейшие поиски методов повышения степени извлечения углеводородов в область применения нетермодинамических и требующих малых материальных и энергетических затрат технологий.
Литература
1. Бейко О. А., Головко А. К., Горбунова Л. В. [и др.]. Химический состав нефтей Западной Сибири. Новосибирск : Наука, Сиб. отд., 1988. 288 с.
2. Бодрягин А. В., Буйнов Е. С., Коробейников А. А., Куприянов Ю. Д., Митрофанов А. Д., Никитин А. Ю. Контроль выработки запасов нефти на основе комплексирования результатов индикаторных исследований и определений оптических свойств флюида // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2009. № 20. С. 57-64.
3. Борисова Л. С., Фурсенко Е. А. Геохимические особенности нефтей Вэнгаяхинского многопластового месторождения (Западная Сибирь) // Интерэкспо Гео-Сибирь : сб. мат-лов IV Междунар. научн. конгр. Новосибирск, СГГА. 2008. Т. 5. С. 50-53.
4. Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М. : Недра, 1987. 185 с.
5. Сорокин А. В., Сорокин В. Д. Зависимости между компонентным составом пластовой нефти и ее молярной массой // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2009. № 20. С. 70-76.
6. Standard analytical procedure requirement and reporting guide / Norsk Hydro, Norwegian Petroleum Directorate, Saga Petroleum, Statoil // Organic Geochemistry. 1988. 48 р.
7. Tian D., Sheng H., Guoquan L., Yuguang H., Nicholas B. H. Geochemistry and correlation of crude oils from reservoirs and source rocks // Organic Geochemistry. 2015. Vol. 80. P. 18-34.
