Влияние региональной и вертикальной миграции на формирование химического состава нефтей некоторых месторождений Сахалина
А. В. СОЛОВЬЕВ и Н. В. РАЗУМОВ
Важная роль фактора миграции при формировании нефтяных месторождений отмечается почти во всех работах, посвященных проблеме происхождения нефти или формированию ее залежей. Широким распространением пользуется в настоящее время мнение о двух видах миграции - региональной, направленной вверх по восстанию пород, и вертикальной, следствием которой является распределение нефти по пластам в конкретном месторождении [1].
До сего времени еще неясен вопрос о допустимых масштабах региональной и вертикальной миграции. Здесь имеются совершенно противоположные мнения, часто исключающие друг друга.
Некоторые исследователи считают возможным миграцию нефти из геосинклинальных областей в платформенные на расстояния, превышающие 1500 км. С другой стороны, среди части геологов распространено мнение, что миграция нефти может происходить только на небольшое расстояние и фактически сводится к перемещению ее из глинистых пород в песчаные. Широким распространением пользуется также мнение, что вертикальная миграция может осуществляться только по тектоническим разломам и трещинам.
Упомянутые выше вопросы возможно разрешить только при анализе фактического материала по конкретным нефтяным провинциям и по конкретным нефтяным месторождениям. Очень ценным подспорьем в их решении являются данные по химическому составу и свойствам нефтей по отдельным месторождениям и пластам.
Объектом наших исследований является северная группа нефтяных месторождений северо-восточного Сахалина, в которую входят: Оха, Эхаби, Восточное Эхаби, а также Южная Оха и Гиляко-Абунан.
По этой группе месторождений у нас имеется большое количество анализов физических свойств и химического состава нефтей, позволяющее выводить средние цифры для выяснения закономерностей изменения их по разрезу и от месторождения к месторождению.
Нефтеносными в упомянутой выше группе нефтяных месторождений являются породы окобыкайской свиты верхнемиоценового возраста и частично осадки дагинской свиты, относящейся по возрасту к среднему миоцену. Характер осадков, их фациальная невыдержанность, плохая отсортированность и фаунистическая характеристика говорят о вероятных прибрежных условиях их образования. Ряд приводимых ниже геохимических и тектонических данных позволяет высказать предположение, что нефть пришла сюда в результате боковой миграции из более глубоководных, но, возможно, одновозрастных осадков с востока или юго-востока.
Схематический план расположения месторождения и вероятные пути миграции нефти в процессе формирования залежей даны на рис. 1.
Расстояние между крайними точками в выбранном нами районе не превышает 20 км.
Характер изменения нефти в направлении Восточное Эхаби-Эхаби-Южная Оха представлен на рис. 2.
Эти изменения выражаются в уменьшении содержания в нефти смол и серы, облегчении фракционного состава и увеличении содержания парафина. Так, средние значения удельного веса для нефтей Восточного Эхаби составляют 0,870-0,875, эхабинской нефти 0,855, а для нефтей Южной Охи 0,840-0,850. Содержание смол, определенное по сернокислотному (акцизному) методу, меняется в соответствии с удельным весом от 26-28% для Восточного Эхаби до 13-15% для Эхаби и 8-10% для Южной Охи.
Если содержание серы в нефтях Восточного Эхаби составляет в среднем 0,55%, то для нефтей Эхаби эта величина снижается до 0,20% и Южной Охи до 0,08-0,1%.
Иную картину мы наблюдаем в распределении парафина. Восточно-эхабинская нефть содержит в среднем 1,0% парафина (по Гольде с деструкцией), эхабинская 2,3%, южно-охинская 4,5-6%.
Выход фракций от начала кипения до 300° меняется в том же направлении от 40 до 66%.
На основании анализа проб ряда нефтей Восточного Эхаби и Эхаби можно предположить, что в этом направлении заметно уменьшается также и содержание в нефти азотистых соединений. Содержание в восточно-эхабинской нефти азотистых соединений для первой площади составляет 0,36-0,41%, для второй-0,26-0,30%, а для эхабинской нефти эта величина колеблется от 0,19 до 0,24 %.
Приведенные закономерности в изменении химического состава нефтей в определенном направлении не могут быть случайными и находят себе наиболее вероятное объяснение в процессах региональной миграции и последовательном формировании указанных выше нефтяных месторождений.
Тяжелые смолистые компоненты нефти в процессе миграции, вероятно, отфильтровываются в породе, а более подвижные накапливаются по пути миграции в составе мигрирующих флюидов, и их содержание повышается в более удаленных от очага миграции точках. Такую картину мы и наблюдаем в рассматриваемой нами группе нефтяных месторождений.
Значительный интерес представляет поведение парафинов. Они накапливаются там же, где и наиболее легкие углеводороды, т.е. в конечных точках пути региональной миграции.
Отмеченная закономерность в изменении характеристики нефтей по пути региональной миграции резко нарушается для нефтей Охинского месторождения, расположенного северо-западнее месторождения Южная Оха и в значительной степени разбитого Дизъюнктивными нарушениями.
Охинская нефть имеет удельный вес 0,928, отличается высокой смолистостью (34% акцизных смол), содержание серы составляет в ней около 0,3%, азота 0,4%.
Утяжеление состава нефти в Охинском месторождении может быть объяснено вторичными изменениями, обусловленными проникновением поверхностных вод по трещинам и дизъюнктивным нарушениям, подземным выветриванием, т.е. улетучиванием более легких компонентов по трещинам и, возможно, осернением и окислением некоторых компонентов нефти.
При сравнении характеристик нефтей Восточно-Эхабинского, Эхабинского и Южно-Охинского месторождений можно заметить также изменение группового углеводородного состава их в направлении региональной миграции. В составе нефти от месторождения Восточное Эхаби к Южной Охе возрастает роль метановых углеводородов. Содержание ароматических углеводородов в нефтях подвержено значительно меньшим изменениям, оно колеблется в пределах 15,5-21,7% во фракциях от начала кипения до 550°.
Групповой состав бензиновых фракций нефтей дается в табл. 1. В этой же таблице приводятся октановые числа бензинов, у которых при определении фракционного состава 40% фракций перегоняется до 100° (ГОСТ 912-46).
Из таблицы видно, что, несмотря на примерно одинаковый групповой состав, бензины из восточно-эхабинской нефти имеют значительно более высокие октановые числа, чем из эхабинской нефти. Такая разница в октановых числах может быть объяснена различием в структуре углеводородов в составе бензиновых фракций нефтей.
Качественной реакцией на нормальные метановые углеводороды (по образованию комплексов с мочевиной) установлено наличие их в значительных количествах в эхабинском бензине.
Сопоставляя свойства нефтей Восточного Эхаби и Гиляко-Абунана, можно установить примерно тот же характер их изменения по пути миграции, что и в направлении Восточное Эхаби - Южная Оха.
Качественные показатели, характеризующие гиляко-абунанские нефти, приведены в табл. 2.
Как видно из приведенных данных, гиляко-абунанская нефть имеет примерно тот же удельный вес, что и восточно-эхабинская, но отличается от последней значительно меньшим содержанием смол и серы и несколько более высоким содержанием парафина.
Выход фракций от начала кипения до 550° у нее выше, чем у нефтей Восточного Эхаби. В легких фракциях гиляко-абунанской нефти содержится меньше ароматических углеводородов (до 3%), им во фракциях восточно-эхабинской нефти. Более низкое октановое число бензина из гиляко-абунанской нефти (65,2), чем бензина из нефти Восточного Эхаби можно объяснить более низким содержанием в нем ароматических углеводородов или преобладанием в его составе метановых углеводородов нормального строения.
Сопоставление качественной характеристики нефтей группы месторождений северо-восточного Сахалина дает возможность подтвердить гипотезу о формировании этих месторождений в процессе региональной миграции нефти. Однако региональная (боковая) миграция не является единственным фактором, определившим состав и свойства нефтей эксплуатируемых в настоящее время месторождений.
Существенное влияние на состав и свойства нефтей отдельных месторождений оказывает также вертикальная миграция нефти через толщу пород. Кроме того, процессы подземного выветривания также оказывают влияние на состав нефти в верхних пластах, находящихся относительно близко к дневной поверхности. Нахождение в при- контурной части нефтей с большим удельным весом и большей смолистостью, чем в присводовой и сводовой частях, говорит о возможности окислительных процессов. Известная роль в формировании состава нефтей принадлежит и микробиологическим процессам, хотя значение их многими исследователями явно преувеличивается.
Роль каждого фактора может быть учтена только на основе детального изучения как геологии месторождений, так и самих нефтей.
В настоящей работе мы поставили перед собой задачу рассмотреть только некоторые данные, касающиеся изменения нефтей при вертикальной миграции через толщу глинистых пород, перекрывающих нефтеносные пески. Наиболее благоприятным объектом для такого рассмотрения является Эхабинское месторождение.
Последнее представляет собой широкую асимметричную брахиантиклинальную складку сундучного типа, вытянутую с северо-запада на юго-восток. Протяженность складки около 6 км, ширина 1,5 км. Свод складки сложен породами окобыкайской свиты верхнемиоценового возраста, в нормальном разрезе которой насчитывается 20 песчаных пластов. В своде складки на поверхность выходит III песчаный пласт. Общая мощность окобыкайской свиты составляет 1360 м. Нефтеносность прослеживается до XIX пласта, при этом X пласт газоносен, а верхние пласты окобыкайской свиты водоносны. Таким образом, промышленные нефтепроявления на Эхабинском месторождении прослеживаются в интервале от X до XIX пласта включительно. В пределах контуров нефтеносности пласты не имеют тектонических нарушений. Разрез свиты представлен песчано-глинистыми породами. В нижней части разреза преобладают глины, в верхней части начинают преобладать песчаные породы над глинами.
В пределах Эхабинского месторождения по нормальному разрезу мы наблюдаем довольно четкую картину изменения удельного веса нефти и содержания в ней смол (табл. 3).
Как видно из графика (рис. 3), выход фракций на нефть находится в обратной зависимости от ее удельного веса. Наиболее значительные изменения в выходах наблюдаются для легких фракций нефти с температурой кипения до 150°. Содержание их растет от XIX к XIV пласту и затем, начиная от XIV пласта, падает.
При вертикальной миграции происходит и изменение группового состава широкой фракции нефти, отобранной от начала кипения до 550° (рис. 4).
Процесс в этом случае проходит в сторону уменьшения содержания ароматических углеводородов и увеличения содержания метановых. Так, если нефть нижнего XIX пласта содержит 30% ароматических углеводородов во фракции от начала кипения до 550°, то нефть верхних пластов - только 23-24,5%. Максимальное содержание метановых углеводородов мы наблюдаем в нефти XIV пласта.
Качественный состав легких фракций также претерпевает значительные изменения от нижних к верхним пластам месторождения. На рис. 5 видно, что при переходе от XIX к XIV пласту фракции от начала кипения до 150° все больше обогащаются метановыми углеводородами и в значительно меньшей степени ароматическими.
От XIV к XII пласту наблюдается обратная картина: нефти верхнего XII пласта заметно беднее метановыми углеводородами, чем нефти XIII и XIV пластов.
На примере Эхабинского месторождения можно подметить две стороны вертикальной миграции нефти с точки зрения изменения ее химического состава. В пределах от XIX до XIV пласта изменение идет по пути уменьшения удельного веса и содержания в нефтях тяжелых компонентов с одновременным увеличением содержания метановых углеводородов.
Начиная от XIV пласта, вверх по разрезу наблюдается обратная картина. Легкие фракции нефти по сравнению с нефтями XIV пласта обеднены метановыми углеводородами. Причиной этого, вероятно, являются процессы подземного выветривания нефти, которые обусловлены увеличением песчанистости пород, а следовательно, и их проницаемости вверх по разрезу.
Явление подземного выветривания нефти можно наблюдать и в других месторождениях северо-восточного Сахалина, в частности на месторождении Гиляко-Абунан, где XVI и XVII промышленно нефтеносные пласты находятся на значительной глубине.
В разрезе Гиляко-Абунанокого месторождения, представляющего крупную антиклинальную складку, сложенную так же, как и Эхабинская, в своде верхами окобыкайской свиты вскрыты три нефтеносных пласта, соответствующие XVIII, XVII и XVI пластам Эхабинского месторождения.
Фациальная обстановка накопления осадков окобыкайской свиты отличалась от Эхабинской площади большей мелководностью, а следовательно, и большей грубозернистостью и неотсортированностью осадков.
Это, очевидно, явилось причиной того, что процессы подземного выветривания сказались здесь на значительно большей глубине, чем в Эхабинском месторождении.
Сопоставляя характеристики нефтей XVI и XVII пластов Гиляко-Абунана, можно заметить, что хотя удельный вес, содержание смол и групповой состав фракций, отобранных от начала кипения до 550°, примерно одинаковы, эти нефти все же разнятся между собой. Нефть XVII пласта содержит легких фракций от начала кипения до 150° 15,9%, а нефть XVI пласта только 9,6%. Содержание метановых углеводородов в этих фракциях меняется от XVII к XVI пласту от 44 до 29%.
Приведенные факты убедительно показывают, что в процессе формирования упомянутых выше месторождений северо-восточного Сахалина существенную роль играл фактор вертикальной миграции нефти, имеющий в верхней части разреза характер подземного выветривания. Эти процессы, так же как и при региональной миграции, привели к распределению нефти по удельным весам, фракционному и в некоторой степени групповому составу.
В заключение следует заметить, что подмеченные для описанной группы месторождений закономерности в распределении нефтей по их свойствам по площади и по разрезу не служат общим законом для всех нефтегазоносных бассейнов и отдельных групп месторождений, хотя Сахалин и не является исключением [3]. В.Е. Хаин [6] считает на основании анализа материала по многим месторождениям мира, что обратная зависимость, т. е. нахождение газа и легкой нефти в месторождениях, расположенных ниже по региональному падению пород, встречается гораздо чаще и может являться общей закономерностью.
Объяснить это явление в ряде случаев можно изменением тектонического плана с момента формирования месторождений. В районе же описываемых месторождений тектонический план, т.е. относительное расположение зон поднятий и опусканий, сохранился до настоящего момента по крайней мере с нижнемиоценового времени.
Но в пределах того же Сахалина на месторождениях Катангли и Уйглекуты мы не можем заметить изменения физических свойств и химического состава нефтей ни по разрезу, ни по площади. Вероятно, в формировании химического состава нефтей этих месторождений ведущими являлись какие-то другие факторы, а не вертикальная и региональная миграция.
ЛИТЕРАТУРА
1. Брод И.О и Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. Изд. МГУ, 1953.
2. Капелюшников М.А. К вопросу о миграции и аккумуляции рассеянных битумов в осадочных породах. ДАН СССР, 99, № 6, 1954.
3. Маймин 3.Л. Условия образования нефти и нефтематеринские породы в девонских отложениях Волго-Уральской области. Сб. авторефератов ВНИГРИ, 1955.
4. Саркисян Б.М. Зависимость качества нефтей от геологических условий. Азнефтеиздат, 1947.
5. Соколов В.А. Миграция нефти и газа. Изв. АН СССР, 1956.
6. Хаин В.Е. К вопросу о зависимости между составом нефтей и характером вмещающих пород. ДАН Азерб. ССР, т. IX, № 11, 1953.
Сахалинский комплексный научно-исследовательский институт АН СССР
|
Месторождение |
Групповой состав фракций от начала кипения до 150°, % |
Октановые числа бензинов по ГОСТ 912-46 |
||
|
ароматические |
нафтеновые |
метановые |
||
|
Восточное Эхаби (первая площадь) |
7 |
58 |
35 |
75 |
|
Восточное Эхаби (вторая площадь) |
8 |
52 |
40 |
75 |
|
Эхаби |
7 |
54 |
39 |
69 |
Таблица 2 Характеристика нефтей Гиляко-Абунанского месторождения
|
Удельный вес, D420 |
Смолы акцизные, % |
Парафин с деструкцией, % |
Сера, % |
Выход фракций от начала кипения до 550°, % |
|
0,873-0,879 |
11-12 |
1,1-1,5 |
0,30-0,35 |
92,5-94,5 |
Таблица 3 Изменение удельного веса и содержания смол по пластам Эхабинского месторождения (средние данные)
|
Пласт |
Удельный вес D420 |
Смолы акцизные, % |
|
XIII |
0,8340 |
12,5 |
|
XIV |
0,8337 |
13 |
|
XVI |
0,8530 |
16 |
|
XVII |
0,8658 |
18 |
|
XVIII |
0,8710 |
21 |
|
XIX |
0,8773 |
20 |
Стрелками обозначены пути миграции. I- Оха; II-Ю. Оха; III ~ Эхаби; IV- В. Эхаби; V-Гиляко-Абунан; VI- Эрри; VII- Сабо.
Рис. 2. Изменение характеристики нефти по пути боковой миграции.
I - удельный вес; II - смолы; III - сера; IV- парафин; V- выход фракции от н. к. до 300°.
Рис. 3. Месторождение Эхаби. Изменение по нормальному разрезу удельного веса нефти и выхода дистиллятных фракций.
I - удельный вес нефти; II - выход фракций от н. к. до150°; III - выход фракций от н. к. до 300°; IV-выход фракций от н. к. до 550°.
Рис. 4. Месторождение Эхаби. Изменение по нормальному разрезу группового состава фракций нефти от начала кипения до 550°.
I - ароматические; II - метановые; III - нафтеновые.
Рис. 5. Месторождение Эхаби. Изменение по нормальному разрезу группового состава фракций нефти от начала кипения до 150°.
I - ароматические; II - метановые; III - нафтеновые.