Классификация нефтей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Классификация нефтей

В зависимости от определённой цели нефти классифицируются на следующие группы:

технологические (по которой определяется товарный индекс нефти); основаны на таких показателях, как содержание фракций, парафина, масел и др.;

химические (по компонентному составу и плотности);

геохимические (по элементному и углеводородному составу), учитывает геологический возраст, глубину залегания отложений.

Классификация нефтей по физико-химическим свойствам осуществляется по следующим параметрам:

по плотности;

по вязкости;

по содержанию смол;

по содержанию асфальтенов;

по содержанию парафинов;

по содержанию серы.

По плотности (г/смі):

менее 0,800 г/сі - очень лёгкие нефти.

0,800 - 0,840 - лёгкие нефти.

0,840 - 0,880 - средние нефти.

0,880 - 0,920 - тяжёлые.

более 0,920 - очень тяжёлые нефти.

По вязкости (сСт) кин:

меньше 5 - маловязкие.

5 - 30 - средневязкие.

больше 30 - высоковязкие.

По содержанию смол:

если меньше 5% - малосмолистые.

от 5 до 15% - среднесмолистые.

больше 15% - высокосмолистые.

По содержанию асфальтенов:

меньше 1% - малоасфальтенистые.

от 1 до 5% - среднеасфальтенистые

больше 5% - высокоасфальтенистые.

По содержанию парафинов:

если содержание парафинов менее 1,5% - малопарафиновые.

от 1,5 до 6% - среднепарафиновые.

свыше 6% - высокопарафиновые.

По содержанию серы:

если содержание серы менее 0,5% - нефти малосернистые.

от 0,5 до 2% - сернистые.

свыше 2% - высокосернистые.

Например: нефть плотностью 0,830 г/смі, вязкостью 6 сСт при содержании смол - 2%, асфальтенов 2%, парафинов - 1%, серы - 1% имеет такую характеристику: нефть легкая, средневязкая, малосмолистая, среднеасфальтенистая, малопарафиновая, сернистая.

Технологическая классификация основана на общих показателях состава нефти, которые определяют способы её переработки. Согласно ГОСТу 912 - 66 нефти группируются по серности, парафинистости, вязкости, по выходу фракций и масел.

Классы по содержанию серы:

I - малосернистые, менее 0,5%.

II - среднесернистые, 0,51 - 2,0%.

III - высокосернистые, более 2,0%.

Типы по выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350єС:

Т1 - не менее 45%.

Т2 - 30 - 44,9%.

Т3 - менее 30%.

Группы по содержанию масел:

М1 - не менее 25% в расчёте на нефть.

М2 - 15 - 25% в расчёте на нефть и не менее 45% в расчёте на мазут.

М3 - 15 - 25% в расчёте на нефть и 30 - 45% в расчёте на мазут

М4 - менее 15% в расчёте на нефть.

Подгруппы по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости (Ип - условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого масла и эталонных масел):

И1 - индекс вязкости выше 85.

И2 - индекс вязкости 40 - 85.

Виды по содержанию парафина:

П1 - малопарафиновые, менее 1,5%.

П2 - парафиновые 1,5 - 6,0%

П3 - высокопарафиновые, более 6%.

Таким образом, с помощью букв и цифр определяется индекс нефтисочетания класса, типа группы, подгруппы, вида. Например: I Т2 М2 И2 П3 означает, что нефть малосернистая, содержит от 30 до 45% светлых фракций, от 15 до 25% масел, индекс вязкости от 40 до 85 и более 6% твёрдых парафинов.

Примером химических классификаций служит классификация М.А. Бестужева, которая предусматривает выделение классов нефтей по преобладанию в них той или иной группы углеводородов.

В схеме М.А. Бестужева выделены 4 группы нефтей по величине плотности и для каждой группы грации по содержанию серы и асфальтенов.

Таксоны нефтей по М.А. Бестужеву

Рис. 1

нефть фракция сера залежь

Приведённые грации величин плотности, содержания серы и асфальтенов близки и вместе с тем отличаются от аналогичных величин в схемах других авторов.

Химическая типизация нефтей разработанная А.А. Петровым, основана на сочетании данных газожидкостей хроматографии по распределению важнейших по распределению важнейших реликтовых алканов и масс спектрометрических данных по количественному распределению насыщенных молекул в соответствии с числом циклов в молекуле.

Данные по групповому составу нефтей показывает, что основную часть УВ, выкипающих в интервале 200-430єС, составляют насыщенные углеводороды (алканы и цикланы), на долю которых приходится 60-80% всей фракции. Концентрация алканов изменяется от 6 до 60%. Средние содержания алканов, цикланов и аренов приблизительно равные, вместе с тем отдельно взятые нефти различаются большим разнообразием группового состава.

Все встречающиеся нефти фракции 200-430єС соответствуют нефтям парафинового и нафтено-парафинового оснований. Для них характерны высокое содержание бензиновых фракций и относительно низкая смолистость. В составе насыщенных высококипящих УВ значительную роль играют углеводороды ряда метана. Для нефтей этого типа характерна высокая концентрация нормальных алканов. Алканов всегда больше, чем изопреноидов. Суммарное содержание разветвлённых алканов в таких нефтях практически всегда выше содержания нормальных алканов, а соотношение изоалконов и нормальных алканов колеблется в пределах 1-6.

Общая концентрация циклоалканов в нефтях типа А№ несколько меньше конуентрации алканов. Циклоалканы в основном представлены моно - и бициклическими соединениями, причём содержание моноцикланов чаще рано или больше содержания бицикланов. Нефти этого типа наиболее распространены в природе.

Нефти типа А№ - это основные высокодебитные промышленные нефти.

Нефти типа АІ по групповому составу соответствуют нафтено-парафиновым и парафино- нафтеновым нефтям. Содержание алканов несколько ниже, чем в нефтях типа А№ и достигает 25-40%. Концентрация нормальных алканов 0,5-5%, изопреноидов 1-6:. Отличительная черта большинства нефтей типа АІ - значительное количественное преобладание изопреноидных алканов над нормальными. Содержание последних на порядок меньше, чем в нефтях типа А№. Общая концентрация циклоалканов 60-75%. Среди нафтенов преобладают моно - и бициклические углеводороды. Общими хроматографическими признаками нефтей типа АІ являются относительно невысокий фон («горб») на хроматограммах и одинаковый характер распределения нормальных, изопреноидных и монометилзамещённых алканов. К нефтям типа АІ относятся нефти Южного Каспия, Западной Сибири, Прикаспия. Нефти типа АІ преобладает в кайнозойских отложениях и в отложениях мезозоя на глубинах, не превышающих 1500-2000 м.

Нефти типа БІ соответствуют нефтям парафино - нафтеного и нафтенового оснований. Среди насыщенных углеводородов преобладают циклоалканы, содержащие их 60-75%. Среди циклоалканов, как правило, преобладают моно -, би - и трициклические УВ. Содержание алкановых УВ от 5 до 30%, представлены они преимущественно разветвлёнными структурами.

Нефти типа БІ встречаются чаще, чем нефти АІ, в основном в кайнозойских отложениях на глубинах 1000-1500м.

Нефти типа Б№ по групповому составу относятся к нефтям нафтенового или нафтено - ароматического оснований. Обычно они содержат мало лёгких фракций. Характерная черта нефтей этого типа - полное отсутствие нормальных и изопреноидных алканов и малое количество других разветвлённых алканов (4-10%).

Нефти типа Б№ чаще распространены в кайнозойских отложениях многих нефтегазоносных провинций страны на глубине 500-1000л.

Как правило, с увеличением глубин залегания нефти наблюдается постепенный переход от нефтей типа Б№ к нефтям типа А№.

Исследования А.А. Петрова показали, что для большинства нефтей с увеличением глубины залегания, а, следовательно, и увеличением давлений и температур растёт содержание алканов. Особенно резко оно возрастает до глубин 2000м. Затем темп роста замедляется. Причины всех изменений сложны. С одной стороны, происходит новообразование углеводородов за счёт процессов деструкции, с другой - их разрушение в результате процесса биодеградации.

Таким образом, следует указать, что разработанный А.А. Петровым метод химической типизации, имеет большое значение для геологических исследований.

Существует ещё так называемая генетическая типизация. В основу этой типизации полодены закономерности состава и молекулярно - массового распределения в нефтях хемофоссилий. Наиболее показательны так называемые реликтовые УВ.

По мнению А.А. Петрова, несмотря на сравнительно небольшое общее содержание хемофоссилий, присущих нефтям каждого конкретного нефтяного региона, они являются тем «отпечатком пальцев», который характеризует нефть данного региона. Большое значение генитической типизации нефтей и выделения генотипов подчёркивалось в работах Т.А. Ботиевой.

Благодаря непрерывной поверхности (кровля - подошва), ограничивающей линзовидное тело, структурная схема этой поверхности изображается системой замкнутых и частично совмещённых изолиний. Контур линзовидного тела очерчивает огибающая семейство изогипс. Для изображения линзовидных ловушек дополнительно используют изопахиты. Изопахиты - линии, соединяющие точки равные мощностей тела пласта. Огибающая изолиния совпадает с нулевой изопахитой. За нулевой изопахитой линзовидного тела нет.

Пластовая сводная залежь. Приурочена к различным антиклинальным и куполовидным поднятиям.

Большие напоры пластовых вод могут привести к смещению залежи на крыло поднятия. Такие смещения залежи имеют наклонные контур ВНК (ГВК), которые пересекают изогипсы.

Пластовая залежь нефти в синклинали. Встречается очень редко и может образовываться при гидродинамической экранировании или в безводных коллекторах путём стекания нефти за счёт собственного веса.

Пластовая тектонически-экранированная залежь. Залежам этого типа свойственно большое число разновидностей, обусловленных характером тектонического нарушения (сброс, взброс, надвиг, сдвиг) и его положением на антиклинали. В тектонически - экранизированных ловушках залежи могут быть как по одну, так и по обе стороны дизъюнктивного нарушения. Наличие нескольких нарушений приводит к образованию блоковых залежей, которые особенно характерны для поднятий, связанных с соляными дуапирами, грязевыми вулканами и интрузивными телами.

Простейшие случаи: а) сброс, б) взброс. В случае а) обе линии нарушения показывают одинаковым знаком, разорванные части пласта раздвинуты и между ними нет изогипс. В случае б) разорванные части пласта надвинуты друг на друга, поэтому линию нарушения и изогипсы относительно опущенного блока следует показывать пунктиром в той части, где они перекрыты приподнятым блоком.

Пластовая приконтактная залежь. Эти залежи образуются в ловушках, где продуктивный пласт прорван инородным телом, поэтому в плане залежь имеет как бы еольцевую форму. Внутри кольца залежь отсутствует.

Постовая литологическая экранированная залежь. Залежь этого типа приурочены к ловушкам, образование которых определяется двумя факторами. Первый и основной является литологическое замещение или выклинивание пласта коллектора. Второй фактор, появляющийся позже, приводит к образованию многоклинальной или антиклинальной структуры и тем самым совершает формирование ловушки. Линия выклинивания определяет в плане область простирания коллектора и за эту линию нельзя протягивать изогипсы коллектора. Если литологически экранированные участки расположены так, что занимают лишь небольшие площадки моноклинали или крыла антиклинали, то для характеристики общего структурного плана приводятся не по кровле коллектора, а по кровле вмещающего его пласта.

Пластовая стратиграфическая залежь. Стратиграфический экран, который определяет название залежи, может образовать ловушку только в сочетании с угловым несогласием между подстилающими и перекрывающими породами. При построении в этом случае проводят изогипсы по кровле пласта и дополнительные изогипсы по поверхности стратиграфического несогласия. Соединение точек пересечения изогипс с одинаковыми абсолютными отметками даёт линию стратиграфического экрана. При горизонтальной поверхности стратиграфического несогласия останется только линия её пересечения с кровлей продуктивного пласта.

Массивная свободная залежь. В массивном неоднородном резервуаре коллектор часто имеет пластово-массивное строение. Признаком пластово-массивной залежи служит единый кровень ВНК у всех пластов.

Массивная тектоническая экранированная залежь. Образование ловушки для залежи этого типа можно представить себе как дальнейшее развитие свободного поднятия, сопровождающееся превышением предела прочности пород и возникновением нарушений.

Рифонная залежь. Рифонная залежь приурочена к ловушке, представляющей собой известняковый массив, образованный жизнедеятельностью кодлниальных организмов. Коллекторские свойства рифового массива очень неоднородны. Отдельные его части имеют повышенную пористость и кавернозность, а следовательно, и лучшую проницаемость.

Массивная залежь в эрозионном останце. Ловушки для залежей данного типа образуют эрозионные останцы (погребённые выступы), сложенные устойчивыми к разрушению горными породами и перекрытыми водоупорными отложениями. Форму останца определяют наклонное или горизонтальное залегание пород, литологический их состав и степень трещеноватости. При горизонтальном залегании пород форма останцевого выступа может быть самой разнообразной и определяется изменением свойства и степени трещенноватости пород по площади. При наклонном залегании пород выступ, как правило, асимметричен. Более изрезанным и крутым будет тот склон, где разрушаются головы пластов. В связи с расчленённостью рельефа эрозионного останца изолинии на рисунке имеют неровный контур и сложную конфигурацию, на разрезах поверхность эронизированного массива ограничивают линией стратиграфического несогласия.

Залежи нефти в пластово-массивных ловушках, образование которых преимущественно связанно с тектоническим, седментационным или денудационным фактором (П-Мт, П-Ме, П-Мд).

Линзовидная приразрывная залежь. Трещиноватые участки, которые образуют вокруг тектонических разрушений, секущий толщи сильно сцементированных пород, могут служить вытянутыми вдоль нарушения линзовидными ловушками для нефти и газа.

Рисунок поверхности приразрывной линзовидной ловушки представляется системой замкнутых изолиний, образующихся от пересечения тела линзы с горизонтальными поверхностями. Тектоническое нарушение пересекает тело линзы на значительном протяжении и должно быть отражено в каждом гтпсометрическом срезе. При этом в верхнем контуре оно изображается сплошной линией, а в остальных - пунктиром. Нарушение показано только в верхнем сечении. Залежь может занимать весь объём линзы или её часть. Контур ВНК (ГВК) проводят при заполнении ловушки нефтью и газом.

Залежь линзовидная внутрипластовая. Внутри непроницаемых глинистых пластов в процессе седиментации могут накапливаться линзы проницаемые, например, песчано-авлеролитовых отложений, которые и служат ловушками для линзовидных залежей нефти и газа. Ловушки этого типа плоские, имеют вытянутую форму и небольшие размеры. При полном заполнении нефтью (газом) объема ловушки контур залежи в плане совпадает с линией, огибающей изотопы линзовидного тела.

Шнурковая, рукавообразная (русловая или баровая) залежь. Необычная форма таких залежей определяется условием образования ловушек в дельтах палеорек и прибрежных частях древних морей.

Ловушка русловой залежи представляет собой накопление песчано-галечникового материала в дельтах полеорек с вогнутым основанием, почти плоской кровлей, резким контактом с вмещающими породами и извилистой формой в плане; протяжённость до 20 - 25 км и ширина 0,5 - 3 км.

Ловушкой для баровой залежи служит песчаный авлбар, образующийся в море вдоль берега; его протяжённость до200 км, высота около 8 м. Бар имеет плоское основание, линейную вытянутость в плане и постепенный переход к непроницаемым вмещающим породам.

На рисунке границы таких ловушек обозначаются линией литологического выклинивания согласно. Дополнительно проводятся так же изогипсы кровли пласта, вмещающего ловушку.

При изображении залежи на резервуарах следует отразить незакономерное изменение мощности линзы как по простиранию, так и в вкрест с уменьшением до нуля у линии выклинивания.

Залежь линзовидная под поверхностью несогласия. Ловушки для таких залежей формируются в два этапа. На первом этапе в кровле толщи непроницаемых пород, под воздействием денудационных процессов, образуются участки с повышенной проницаемостью. На втором этапе, когда участки перекрываются непроницаемыми отложениями, возникают ловушки линзовидного типа, форма и размеры могут быть самыми разнообразными. Такие ловушки ещё мало изучены, но существует мнение, что они имеют довольно широкое распространение.

Используемая литература

1. Воловик О.В. «Геология нефти и газа». Методические указания. Изд. УГТУ, Ухта: 2001 г., с. 7 - 11.

2. Ермолкин В.И. «Геология и геохимия нефти и газа». Изд. Недра, Москва: 1993г., с. 53-57.

3. Под ред. Крапивко В.А. «Геология нефти и газа». Изд. ООО «Региональный дом печати», Ухта: 2003г., с. 65-74.

4. Гейро С.С. Практикум по геологии и геохимии нефти и газа. Изд. «Пермский университет», Пермь: 1984 г.

Размещено на Allbest.ru