КОРРЕЛЯЦИЯ НЕФТЕЙ



Предыдущая | Следующая

Содержание

КОРРЕЛЯЦИЯ НЕФТЕЙ

Корреляция нефтей, а также нефтей и предполагаемых материнских пород помогает геологам выявлять новые продуктивные зоны и расширять старые. Когда в малоисследованном районе обнаруживают несколько залежей нефти, возникает вопрос о латеральной протяженности и вертикальной мощности продуктивной зоны. Содержит ли данная толща пород нефти одного или разных типов? Связаны ли эти нефти с залежами, расположенными выше или ниже по разрезу? Могут ли известные нефтепроявления быть связаны с подземными залежами? Связана ли нефть залежи, образовавшейся у поверхности несогласия, с нефтями или материнскими породами в подстилающих отложениях? Можно ли по изменениям в составе нефти проследить пути вторичной миграции (в проницаемых породах до аккумуляции в резервуаре) или третичной миграции (перемещение залежей)? Если бы сопоставление нефтей и материнских пород позволило установить источник нефти каждой залежи в бассейне, то бурение можно было бы сосредоточить на площадях, связанных с определенными материнскими породами.

Современные аналитические методы настолько совершенны, что совсем нетрудно установить сходство или различие между пробами нефти, взятыми из природного резервуара, углеводородами из материнских пород или нафтидами из поверхностного проявления. Гораздо труднее объяснить, как изменяется нефть во время миграции из материнских пород в коллекторы или в самих коллекторах и почему две нефти одного и того же происхождения испытывают разные физические и химические изменения после аккумуляции. При этом обычно сравниваются не сами нефти, а такие соединения в нефтях, которые могут подвергаться наибольшому или наименьшему воздействию со стороны факторов окружающей среды, таких, как вымывание водой, биодеградация и термическое преобразование.

Пробы нефти следует отбирать в стеклянные бутылки или пузырьки, крышки которых изнутри выстланы алюминиевой фольгой. Некоторые пластмассовые баллоны теряют углеводороды вследствие диффузии последних, а из металлических емкостей в нефть могут попадать рассеянные элементы.

Промышленные лаборатории устанавливают коммерческую стоимость вновь открытой нефти, определяя ,ее плотность (в градусах Американского нефтяного института, °АР1), вязкость, температуру текучести и содержание серы. Нефть подвергают перегонке, чтобы определить объем бензина, керосина, газойля и остатка. Более детальные анализы: определение содержания парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, а также азота, ванадия и никеля — проводят для того, чтобы установить, какие процессы происходят во время перегонки и крекинга нефти. Хотя многие методы анализов нефтей разработаны в промышленных лабораториях, они требуют значительной модификации для использования при решении геологических проблем. В промышленных лабораториях анализы проводят на больших пробах нефти (несколько литров), а геохимики имеют дело с экстрактами из материнских пород, извлекаемыми в количестве нескольких миллилитров.

Перегонка. Исторически нефти были подразделены на две большие группы: парафиновые и асфальтовые. Это подразделение было основано на содержании твердых парафинов или асфальта в нефтяном остатке. В каждой из этих групп нефти сопоставлялись с помощью кривых разгонки. Недостатком этой ранней классификации являлось то, что многие нефти являются смешанными и не могут быть точно отнесены к группе парафиновых или асфальтовых нефтей. Кроме того, при простой перегонке не определяется химический состав фракций, а это важно для правильной классификации нефтей.

В конце 20-х годов нашего века Горнорудное бюро США стало использовать для сопоставления нефтей метод перегонки Хемпела. Этот метод заключается в том, что отбирается 10 фракций нефти в диапазоне температур 50—275°С с интервалами в 25°С при атмосферном давлении и 5 фракций в диапазоне 200—300°С при давлении 40 мм рт. ст. Позднее Гарольд М. Смит [554] из Горнорудного бюро США предложил индекс корреляции CI для химической характеристики дистиллятных фракций. Смит вывел эмпирическую зависимость между удельным весом G при 16°С и средней температурой кипения фракции в градусах Кельвина К:

Для нормальных парафинов CI равно нулю, для циклогек-сана — 51,4, для бензола—100 и для полициклических ароматических соединений выше 100. Для метилнафталина CI составляет 125.

 

Исследователями Горнорудного бюро США были построены тысячи кривых корреляционных индексов. Геологи и инженеры-нефтяники широко используют их в своей работе. Сопоставление нефтей из штатов Юта и Колорадо и пенсильванских

Рис. 11-2. Кривые корреляционных индексов для различных нефтей.

Использованы данные Уэнгера и др. [663]; Мак-Кинни и др. [402]; Уэнгера и Морриса J652]; Бласко и др. [60]; Дули и др. [159].

нефтей на основе индексов корреляции было продемонстрировано соответственно на рис. 6-27 и 8-23. На рис. 11-2 показаны кривые корреляционных индексов для некоторых нефтей США и Канады. Нефти месторождений Дов-Крик и Дюшесн парафиновые, хотя в высококипящих фракциях последней присутствует много нафтеновых соединений. Нефть месторождения Суон-Хилс имеет переходный состав, а месторождения Том О’Коннор — высоконафтеновая, содержащая ароматические углеводороды в высококипящих фракциях. Высокие значения CI могут быть также результатом присутствия в тяжелых фракциях сернистых и азотистых соединений, но эта нефть содержит лишь

0,16 % серы. Следовательно, высокие значения CI связаны в основном с ароматическими соединениями. Нефть Розел-Пойнт ароматико-асфальтовая; содержание серы в ней составляет 12%. Большие значения CI для всех фракций частично обусловлены присутствием сернистых соединений. Все нефти, рассматриваемые на рис. 11-2, отличаются характерными кривыми корреляционных индексов. Этот метод нельзя использовать для сопоставления нефтей и материнских пород, потому что для него требуются слишком большие образцы. Кроме того, на смену дистиллятным методам приходят более быстрые и совершенные аналитические методы, например газовая хроматография. Однако огромный объем данных определения корреляционных индексов, накопленный за последние 35 лет Горнорудным бюро США, является источником информации, ценным и в научном, и в практическом отношении.

Один из недостатков этого метода, как и любого метода, основанного на использовании физических свойств нефти, состоит в том, что он не позволяет определить соотношение различных углеводородных колец и цепей. Значения CI около 50 могут характеризовать смесь нафтенов, ароматических соединений и нейтральных смол с парафиновыми боковыми цепями разной длины. Для более точной химической характеристики дистил-лятных фракций используют кольцевой анализ Ватермана. Этот метод заключается в использовании показателя преломления, плотности, молекулярного веса и данных элементного анализа для определения структурно-группового состава фракций выше бензиновой [631]. С появлением масс-спектрометрии, позволяющей непосредственно определять содержание циклических структур разных типов, этим методом перестали пользоваться.

Хроматография. Разделение компонентов смеси, основанное на различиях их распределения между подвижной и стационарной фазами, называется хроматографией. Для того чтобы это разделение произошло, компоненты смеси должны различаться по способности сорбироваться этими двумя фазами.

Метод хроматографии был открыт русским ботаником Цветом, который использовал двухфазную систему жидкость — твердое вещество для разделения пигментов зеленых листов. Он пропускал экстракт петролейного эфира из листьев через вертикальную колонку сухого сахарного порошка и наблюдал выделение двух зеленых пигментов (хлорофиллы А и В) и нескольких желтых пигментов (каротиноиды). Этот метод был назван хроматографией, так как он был использован для разделения окрашенных веществ, но с таким же успехом его можно использовать для разделения бесцветных веществ.

Содержание