Целью работы стало изучение и выявление основных закономерностей распределения выбранных химических параметров нефтей (серы, азота, асфальтенов и парафинов) месторождений распределенного фонда Пермского края.
От состава нефти напрямую зависит ее дальнейшая переработка и применение. Многие соединения влияют на физические свойства нефти, что обуславливает разные подходы, методы добычи и транспортировки, соответственно, влияют на материальные затраты.
В ходе работы был изучен каталог физико-химических свойств нефтей, а затем были построены схематичные карты в приложениях ArcGIS, которые отражают химический состав нефтей по выбранным параметрам.
Данные интерпретаций позволяют рационально и детально подходить к разработке месторождений, снижая затраты и риск производства.
Помимо УВ в нефтях присутствуют соединения, содержащие гетероэлементы (кислород, азот, серу и др.), из-за малого содержания которых они называются микроэлементами МЭ. Подавляющая часть гетероэлементов и МЭ присутствует в высокомолекулярных компонентах нефти - смолах и асфальтенах.
Смолы - вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, азот и серу, растворимы в органических растворителях, таких как спиртобензол. Молекулярная масса 600-2000 а. е. м.
Сера. Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефтях и продуктах ее преобразования. Содержание серы в недрах колеблется от сотых долей до 15%. В нефтях сера встречена в виде элементарной серы в растворенном состоянии (до 0,1%), сероводорода, меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и производных тиофена. Наиболее богаты серой нефти, пространственно связанные с не терригенными породами - карбонатами, эвапоритами, силицитами, вулканогенными породами.
Классификация УВ по содержанию серы (по А. Бакирову):
а) малосернистые (до 0,5%);
б) сернистые (0,5 - 2%);
в) высокосернистые (> 2%).
Азот. Содержание азота в нефтях обычно невелико (не более 1%) и, как правило, снижается с глубиной залегания нефти, не зависит от типа и состава вмещающих пород. Азотные соединения сосредоточены в высококипящих фракциях и тяжелых остатках. Азотсодержащие соединения нефти принадлежат в основном к 2 группам соединений: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения.
Асфальтены - твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные углеводородные структуры с гетероэлементами, молекулярная масса асфальтенов варьирует от 1 500 до 10 000. При температуре выше 300 оС асфальтены разлагаются с образованием газов и кокса.
Парафины. Все нефти содержат в своем составе некоторое количество парафинов, содержание их колеблется 0,2-30% массы и более.
Нефть как сырье для получения топлива и масел по содержанию парафинов подразделяется на 3 вида: малопарафинистые (до 1,5% парафинов), парафинистые (1,5- 6,0%) и высокопарафинистые (свыше 6,0%).
Рис. 1. Схематичные карты по содержанию в нефти неуглеводородных соединений для верейского горизонта: А - сера (S), Б - азот (N), В - асфальтены, Г - парафины.
Тектонические структуры: Впадины: ВКВ - Верхнекамская, БКВ - Бымско-Кунгурская, ЮСД - Юрюзано-Сылвенская депрессия, ВисВ - Висимская.
Своды: ПС - Пермский, БС - Башкирский.
Седловины: РакС - Ракшинская, КЧС - Косьвинско-Чусовская, БарС - Бардымская. ЦУП - Центрально-Уральское поднятие
Каменноугольная система, средний отдел, московский ярус, верейский горизонт
Максимальные значения серы (2,5-3%) выявлены в пределах месторождений Ножовское, Андреевское (Ножовский выступ, Верхнекамская впадина). По данным показателям можно отнести нефти к классу высокосернистых.
Минимальные значения (0-0,5%) - на месторождении Гежское, Касибское, Логовское (Березниковский выступ, Соликамская впадина). Такие нефти являются малосернистыми (рис. 1.А).
Содержание азотного компонента в нефтях изменяется радиально с максимальными значениями (0,8-1%) в Батырбайском месторождении (Батырбайский выступ, Башкирский Свод) и становится наименьшим к периферии (0-0,2%).
Месторождения Северокамское, Москудьинское, Павловское (Москудьинский вал, Верхнекамская впадина) (рис. 1.Б). По содержанию асфальтенов нефти малосмолистые на всей территории, меньше 10%. С севера на юг прослеживается увеличение содержания от 0 до 8%.
Сравнительно сильная концентрация (>5%) на юге края в пределах месторождений Альняшское, Березовское, Таныпское.
Наименьшие концентрации (0-1%) в пределах месторождений Москудьинское, Касибское, Гежское, Ульяновское и Сивинское (Яринский аттол, Косьвинско-Чусовская седловина) (рис. 1.В).
Парафины в нефтях данного горизонта сосредоточены в южной части Пермского края и приурочены к месторождениям Альняшское, Очерское, Тартинское, Таныпское.
Характерно, что данные месторождения приурочены к бортовым барьерным постройкам Камско-Кинельской системы прогибов, в частности к Таныпскому атоллу. Прослеживается равномерное распределение парафинистых нефтей (4-5%), в отдельных месторождениях эти показатели увеличиваются до 6% - нефти высокопарафинистые.
Наименьшие показатели (0-1%) в месторождениях Москудьинское, Северокамское (Краснокамский вал, Пермский с вод) (рис. 1.Г).
Итоги:
Изучив карты, можно предположить, что на размещение залежей нефти и свойства нефтей в Пермском крае, вероятно, повлияла складчатая область.
Если оценивать химический состав нефтей по общему содержанию гетероэлементов, то выделяются месторождения с наименьшими показателями, тем самым можно сказать о лучших свойствах нефтей. Для верейского горизонта минимальные показатели характерны для Северокамского, Москудьинского, Касибского месторождений приуроченных к бортовым барьерным постройкам и атоллам Камско-Кинельской системы прогибов.
Список литературы
1. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа: учебник / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин; под ред. Б.А. Соколова. - 2-е изд., перераб. и доп. М.: Издательство Московского универститета; Издательский центр «Академия», 2004. 415 с.
2. Галкин В.И. Геология и геохимия нефти и газа: учеб.-метод. пособие / В.И. Галкин, О.Е. Кочнева. Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. 176 с.
Автор: В. Осипов, ПГНИУ
