Глубокозалегающие трудноизвлекаемые нефти: закономерности размещения и физико-химические свойства

Как известно, более половины всех топливно-энергетических потребностей мира обеспечиваются нефтью и газом. Поскольку рост добычи нефти в мире уже длительное время не компенсируется приростом ее запасов, истощается наиболее качественная часть ее ресурсов с более благоприятными условиями залегания. Включаются в разработку трудноизвлекаемые запасы с высокой плотностью, вязкостью, сернистостью и смолистостью. Это не только резко меняет технологические параметры нефтяного сырья с неблагоприятными свойствами, но и увеличивает экологические издержки тер риторий при его освоении и усиливает негативное влияние на окружающую среду.

К трудноизвлекаемым запасам относятся запасы нефтей, заключенные в геологически сложнопостроен-ных или глубокозалегающих пластах либо представленные малоподвижной нефтью [1—7]. Такие нефти характеризуются сравнительно низкими дебитами скважин, обусловленными низкой продуктивностью пластов, неблагоприятными условиями залегания нефти (газонефтяные залежи, глубина более 4500 м и др.) или аномальными физико-химическими свойствами.

В настоящее время понятие трудноизвлекаемых запасов и трудноизвлекаемых нефтей (ТИН) и их классификация в литературе разработаны недостаточно. В связи с этим целью настоящей работы явились определение и классификация ТИН, а также анализ их физико-химических свойств.

Классификация трудноизвлекаемых нефтей

Наиболее обоснованный подход к определению понятия трудноизвлекаемых запасов был предложен в работе, где были сформулированы основные принципы и критерии отне- сения запасов нефти к трудноизвлекаемым [3]. На основе обобщения этих критериев и с учетом предложений других специалистов представлена классификация основных видов трудноизвлекаемых нефтей, согласно которой к трудноизвлекаемым можно относить нефти с нижеперечисленными свойствами и условиями залегания:

• 1)    с аномальными физико-химическими свойствами (высокие вязкость и плотность, высокое содержание парафинов, смол и асфальтенов);

• 2)    заключенные в водонефтяных и газонефтяных зонах;

• 3)    с высокой (более 500 м³/т) или низкой (менее 200 м³/т) газонасыщенностью либо при наличии в растворенном и/или свободном газе агрессивных компонентов (сероводород, углекислота) в количествах, требующих применения специального оборудования при бурении скважин и добыче нефти;

• 4)    залегающих на больших глубинах (более 4500 м);

• 5)    с пластовой температурой 100 °C и выше либо ниже 20 °C (из-за низкой разницы между пластовой температурой и температурой застывания парафина и смол);

• 6)    с высокой степенью обводненности продукции (до 75—80 %);

• 7)    заключенные в слабопроницаемых (проницаемость менее 0.05 мкм²) и низкопористых (пористость менее 8 %) коллекторах;

• 8)    залегающие на территории распространения многолетнемерзлых пород на глубине более 100 м.

C учетом вышеизложенного, на основе статистического анализа информации из базы данных (БД) по физико-химическим свойствам нефти

Института химии нефти CO РАН, которая в настоящее время включает описания более 23800 образцов нефтей из 5800 нефтяных месторождений, нами составлена классификация трудноизвлекаемых нефтей (табл. 1), в которой кроме видов ТИН указано количество нефтегазоносных бассейнов (НГБ) и месторождений для различных видов ТИН. Примерно 19000 в БД образцов относятся к различным видам ТИН. Как видно из табл. 1, тяжелые нефти представлены в БД выборкой с наибольшим количеством (5378) образцов [8].

Особенности трудноизвлекаемых нефтей с большой глубиной залегания

Глубокозалегающие (более 4500 м) нефти относятся к трудноизвлекаемым нефтям со сложными условиями залегания (табл. 1). На рисунке показано распределение нефтегазоносных бассейнов с глубокозалегающими нефтями. Большое количество месторождений с такими нефтями находится в Северо-Кавказском, Западно-Сибирском, Прикаспийском, Таримском нефтегазоносных бассейнах, а также в бассейнах Мексиканского залива и Австралии (Перт). Самыми глубокими скважинами отличаются следующие месторождения: Халахатанг (6640— 7070 м), Туопутай (6400—6750 м) и Аидинг (6140—6330 м) Таримского бассейна, Медисин-Ривер (6300— 6980 м) и Кроссфилд (6733 м) ЗападноКанадского бассейна, Шах-Дениз (6500—6688 м) Южно-Каспийского бассейна, Гомес (6050—7022 м) и Лин-терна (6560 м) Пермского бассейна, Малосса (6250 м) Адриатического НГБ и т. д. Уникальными и крупны ми по своим запасам являются следующие месторождения: Уренгойское и Самбургское (Западно-Сибирский НГБ), Тенгиз, Кашаган, Каламкас, Астраханское и Королевское (Прикаспийский бассейн), Бач-Хо (Вунг-Тау), Шаз-Дениз (Северо-Кавказский НГБ) и Пембина (Западно-Канадский бассейн).

В России залежи большой глубины характерны в основном для Западно-Сибирского и Северо-Кавказского НГБ — 32 и 35 месторождений соответственно, из которых выделяются Ханкальское (5800 м), Новолакское (5650 м), Андреевское (5600 м) и Самурское (5480 м) из Северо-Кавказского бассейна и Геологическое (5750 м), Лукьявинское (5664 м), Уренгойское (5520 м), Ен-Яхинское (5200—5500 м) и Самбургское (5480 м) из Западно-Сибирского бассейна. В Тимано-Печорском бассейне три месторождения — Восточно-Сарутаюское, Вуктыльское и Козла-юское — имеют скважины в интервале глубин 4520—5090 м. В ВолгоУральском НГБ два месторождения — Антиповско-Балыклейское и Зайкинское — отличаются глубинными скважинами.

В рассматриваемой выборке нефтей большинство составляют палеозойские нефти — более 53 %, 1/3 нефтей залегает в мезозойских породах, около 14 % — в кайнозойских.

Физико-химические свойства мировой нефти с большой глубиной залегания приведены в табл. 2, где показано, что в среднем глубокозалегающие нефти могут быть отнесены к легким, с повышенной вязкостью, среднесернистым, среднепарафинистым, малосмолистым, малоасфаль-теновым, с высоким содержанием

Таблица 1

Количественная характеристика информации в БД о трудноизвлекаемых нефтях

Виды трудноизвлекаемых нефтей		Объем выборки из БД	Количество бассейнов	Количество месторождений
Нефти с аномальными свойствами	Тяжелая (плотность более 0.88 г/см3)	5378	126	1792
	Вязкая (вязкость более 35 мм2/с при 20 °C)	2622	68	915
	Сернистая (содержание серы более 3 %)	908	40	374
	Смолистая (содержание смол более 13 %)	2157	54	730
	Парафинистая (содержание парафинов более 6 %)	2477	60	844
	С высокой газонасыщенностью (более 500 м3/т)	78	24	51
	С низкой газонасыщенностью (менее 200 м3/т)	2875	67	1141
	С высоким содержанием сероводорода (более 5 %)	125	19	65
Нефти В сложных условиях залегания	В слабопроницаемых коллекторах (менее 0.05 мдм2)	618	37	419
	В коллекторах с низкой пористостью (менее 8 %)	98	16	70
	Большие глубины залегания (более 4500 км)	438	29	213
	Высокая пластовая температура (выше 100 °C)	869	47	458
	Низкая пластовая температура (ниже 20 °C)	334	37	186

атический, 11  — Аквитанский, 12  — Венский, 13  — Центрально-Европейский, 14  — Карпатский, 15  — Днепровско-Припятский,

16 — Волго-Уральский, 17 — Тимано-Печорский, 18 — Западно-Сибирский, 19 — Северо-Кавказский, 20 — Южно-Каспийский, 21 — Прикаспийский, 22 — Таримский, 23 — Сычуань ский, 24 — Северо-Тайваньский, 25 — Вунг-Тау; 26 — бассейн в Австралии —Перт

Физико-химические свойства мировой нефти с большой глубиной залегания

Таблица 2

Физико-химические показатели	Объем выборки	Среднее значение
Плотность, г/см3	199	0.8339
Вязкость при 20 °C, мм2/с	90	137.98
Содержание серы, мае. %	136	0.41
Содержание парафинов, мае. %	95	7.36
Содержание смол, мае. %	91	5.45
Содержание асфальтенов, мае. %	77	1.51
Фракция н. к. 200 °C, мае. %	75	29.33
Фракция н. к. 300 °C, мае. %	56	47.65
Фракция н. к. 350 °C, мае. %	33	59.40
Газосодержание в нефти, м3/т	20	448.43
Термобарические условия залегания
Температура пласта, °C	94	117.09
Пластовое давление, МПа	102	60.17

фракции н. к. 200 °C и средним содержанием фракции н. к. 300 °C. Выявлено высокое газосодержание в этих нефтях. Как видно из табл. 2, в среднем пластовая температура в зоне добычи с больших глубин выше 117 °C, что в свою очередь может нести угрозу возникновения экологических последствий добычи и освоения высокотемпературных нефтей.

Тимано-печорские глубинные нефти отличаются от других нефтей мира содержанием серы— среднее значение — 0.48 %, северо-кавказские нефти — содержанием парафинов, концентрация которых в среднем составила 7.72 %, а волго-уральские нефти — повышенным содержанием дизельных фракций (табл. 2).

Заключение

В связи с сокращением запасов легкодоступных нефтей в мире наблюдается рост доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме добываемой нефти, что ведет к непрерывному усилению негативного влияния на окружающую среду нефтедобычи, транспортировки и нефтепереработки.

Представлена классификация трудноизвлекаемых нефтей. C использованием базы данных по физико-химическим свойствам нефти, разработанной в Институте химии нефти CO РАН, проведен анализ пространственного распределения трудноизвлекаемых глубокозалегающих нефтей в основных нефтегазоносных бассейнах мира, выявлены особенности их физико-химических свойств.