К оглавлению
Состав нефтей Задунайской области ВНР и их происхождение (Публикуется
с сокращениями.)
Л.
Граф
В
настоящее время в Венгерской народной республике нефть добывается в 18 районах,
но более 90% годовой добычи нефти (примерно 1 млн. т) приходится на нефтяные
месторождения Задунайской области.
По геологии венгерских
нефтяных месторождений и составу нефтей опубликован ряд работ на венгерском
языке, но в иностранной литературе до сих пор встречаются только краткие информации
[1, 2, 3 и др.].
На схематической карте (рис. 1) отражены мощность третичных отложений и
характер фундамента бассейна (западной части Задунайского края).
Месторождения нефти
Задунайского края приурочены к брахиантиклиналям, сформировавшимся на
продолжении или разветвлении крупных югославских тектонических сводов (так
называемых сводов Сава). Эти своды большей частью образовались в период
штейерского - орогенного и более молодых горообразовательных фаз вследствие
складчатости третичного периода. Одна из главных антиклиналей составляет
основную структуру Уйфалу-Будафа-Олтарц-Уйудвар. К самой значительной
брахиантиклинали этого крупного свода приурочено нефтяное месторождение Будафа,
где нефть добывается из линз песчаника нижнепаннонского возраста. Подобное
геологическое строение имеют месторождения нефти в Уйфалу и Ловаси.
На Хахотском и
Надьленделском месторождениях нефтеносны известняки и доломиты. Эти
месторождения представляют собой погруженное на запад продолжение мезозойских
горных хребтов Средневенгерских гор Задунайского края (горы Баконь и Кестгель).
Ядром этих горных хребтов, которым соответствует гравитационный максимум,
является известковый доломит триасового возраста с поверхностью местами
закарстированной в послетриаеовый континентальный период.
Мергели, покрывающие
интенсивно пересеченную сбросами поверхность пористого триаса и мела, а также
иногда встречающегося тортонского известняка, способствовали формированию
ловушек.
Маломощный литотамниевый
слой известняка и триасового доломита в Хахоте служит основным коллектором
нефти, биогенные пустоты которого здесь контактируют с системой триасовых
окарстованных пустот. На Надьленделском нефтяном месторождении основным
коллектором является гиппуритовый известняк, залегающий среди пелитовых
отложений мелового возраста. На запад от Надьленделского нефтяного
месторождения недавно было открыто небольшое месторождение нефти Барабашсег, на
котором нефтеносен трещиноватый гиппуритовый известняк мелового возраста, а
там, где он отсутствует, - триасовый доломит.
Нефтяные месторождения
Задунайского края делятся на две группы в зависимости от того, добывается ли
нефть из третичного песчаника или из мезозойского известняка.
Из приведенной таблицы характеристики нефтей видно, что нефти
месторождений Хахот, Надьлендел и Барабашсег бедны газом и легкими фракциями,
но богаты серой и асфальтом. В противоположность этому нефть, добываемая на
месторождениях Будафа и Ловаси из третичного песчаника паннонского возраста,
содержит большое количество газов, богата легкими компонентами, бедна серой и
асфальтом. По химическому составу нефти месторождений Задунайского края можно
выделить в следующие три основные группы.
1. Нефти месторождений Будафа и Ловаси, за
исключением парафиновой нефти нижнего горизонта Уйфалу, которую следует
включить в отдельную подгруппу.
2. Нефти месторождений Хахот, Надьлендел и
Барабашсег. Нефть из Барабашсега в этой группе самая бедная легкими фракциями,
и именно в этих легких фракциях она имеет более парафиновый характер.
3. Нефти нафтенового характера из верхнего
горизонта Уйфалу и месторождения Бужак; интересны они с геохимической точки
зрения, хотя эти нефтяные месторождения не имеют экономического значения.
Данные группового и
структурно-группового анализа нефтей отдельных месторождений изображены на рис. 2, там же нанесена кривая температуры
кипения при перегонке «НВМ».
Из сравнения видно, что
нафтеновые углеводороды будафайской и ловасинской нефтей богаты боковыми
парафиновыми цепями.
Однако в тяжелой нефти из
известняка ароматичные углеводороды носят больше алкильных цепей, ибо хотя
количество СА возрастает с температурой кипения, все же в большей
мере повышается количество ароматичных углеводородов. Эта разница выражается и
в том, что удельный вес ароматичных тяжелой нефти из известняка определенно
меньше, чем удельный вес ароматических в фракциях аналогичного промежутка
кипения нефти месторождений Будафа и Ловаси.
Нафтеновая нефть содержит
углеводороды парафинового характера и в более узких фракциях в виде боковых
цепей. Отсутствие свободных парафинов объясняется наличием полициклических
нафтеновых углеводородов.
Сравнительно однородна по
химическому составу нефть месторождения Будафа из линз песчаника, залегающих
над мергелем Ленти.
Можно отметить, что
нефть из более глубоко залегающих пластов вообще богаче легкими фракциями, а
нефть, взятая из верхних песчаных пластов северной окраины месторождения
Будафа, содержит несколько меньше ароматических, чем средняя нефть
месторождения.
Нефть, отобранная в
небольшом количестве из нижнепаннонского песка, залегающего в подошве мергеля
под продуктивными песчаными слоями нефтяного месторождения Будафа, отличается
от типичной нефти месторождения Будафа, ибо ее дистилляты содержат больше
ароматических и, следовательно, эта нефть очень близка к ловасинской нефти.
Продуктивные песчаные
слои нефтяного месторождения Ловаси залегают на глубине 1000-1600 м и разделены
пластами мергеля Ленти.
В отношении состава нефти
из различных глубин Ловасинской структуры можно установить две закономерности:
1) количество легких фракций уменьшается с глубиной залегания продуктивных
пластов, и таким образом нефть более глубоких горизонтов имеет больший удельный
вес, чем нефть верхних горизонтов; 2) концентрация ароматических углеводородов
во фракциях нефти, полученной из песчаных пластов, залегающих на различной
глубине, увеличивается с глубиной и с возрастом нефтеносных пород. Эти
закономерности, противоположные правилу глубины и возраста Глаушека (Glauschek), несомненно, заслуживают внимания, ибо
справедливы не только в отношении Ловасинской структуры.
Можно сделать вывод о
близком химическом составе и генетической связи нефтей нижнего паннона и
миоцена, исходя из того, что разница в удельном весе фракций аналогичных
интервалов температур кипения связана в первую очередь с различным и
увеличивающимся с глубиной количеством ароматических компонентов. Однако после
деароматизации удельный вес фракций почти равен удельному весу нефти,
залегающей в сводах месторождений Будафа, Ловаси и соседних югославских
месторождений (Сельница и Петешхаза).
Содержание ароматических
фракций в будафайской и ловасинской нефтях меняется не только по разрезу, но и
по площади.
В Ловасинской структуре
количество ароматических фракций уменьшается на восток и на юг, наибольшее
число их в сводовых пластах различного возраста; от свода одновременно
возрастает содержание парафиновых углеводородов во фракциях.
Нефти из мезозойского
известняка месторождений Хахот, Надьлендел и Барабашсег, расположенных к северу
от складчатых антиклиналей неогена Будафайского и Ловасинского месторождений, выделяют
также по данным групповых анализов (см. рис. 2). Эта нефть, кроме характерных для нефти из
известняка признаков (большое содержание серы и асфальта), отличается еще
парафинными качествами легких и ароматическими свойствами тяжелых фракций.
Соотношение ароматических в тяжелых и легких фракциях этой нефти достаточно
велико (около 5-10), что согласно методу оценки, хорошо подтвержденному
исследованиями советских ученых, указывает на слабую степень метаморфизации
нефти.
Из нефтей мезозойских
известняков хахотская нефть наиболее сходна с будафайской и ловасинской
нефтями. С геохимической точки зрения особого внимания заслуживает состав
тяжелых фракций. Состав же легких фракций хахотской нефти сходен с составом
аналогичных по температуре кипения фракций надьленделской нефти. На основании
этого можно говорить и о генетической связи нефтяного месторождения Хахота с
расположенным вблизи месторождением природного газа Эдерич. Групповой состав
конденсата газового месторождения мало отличается от фракций хахотской и
надьленделской нефти, несмотря на то, что газ здесь содержится в пластах
песчаника нижнепаннонского возраста.
Нефть Надьленделского
месторождения, дающего около 67% всей добычи нефти страны, характеризуется
сравнительно однообразным составом, большим удельным весом (D420 около 0,950), она бедна легкими
фракциями, но очень богата серой и асфальтом (на рис. 2 и в таблице
представлена нефть скв. 2 и 3). Эта типичная надьленделская нефть, залегающая в
гиппуритовом известняке мелового возраста, отличается от нефти, добываемой из
доломита триасового возраста, залегающего на больших глубинах, и из
юго-западного и северо-восточного блоков нефтяного месторождения (ловушки,
экранированные сбросами). Сравнительно богатые легкими компонентами и газом
нефти залегают в юго-западных приконтурных блоках. Во фракциях этих нефтей
ароматических и нафтеновых углеводородов больше, чем во фракциях типичных
нефтей этого месторождения.
Нефть из триасового
доломита северной части месторождения несколько богаче ароматическими и
нафтеновыми углеводородами. Нефть северной части Надьленделского месторождения
самая тяжелая (D420 около 0,980), и в ней больше всего серы (5-6%).
Интересно отметить, что между количеством твердого асфальта и серы строгой
зависимости не наблюдается. Нефть из триасовых отложений (скв. Нл-64) содержит
17% твердого асфальта, а триасовая нефть месторождения Надьлендел наиболее
богата парафиновыми углеводородами.
На западе, в нескольких
километрах от нефтяного месторождения Надьлендел, на месторождении Барабашсег
обнаружена густая парафиновая нефть в более глубоко залегающих пластах меловых
и триасовых отложений. Эта нефть близка к нефти Надьленделского месторождения
(см. таблицу), но она содержит меньше серы и асфальта и больше парафиновых углеводородов.
Данные исследований нефти в скв. Ба-3 месторождения Барабашсег показывают, что
фракции этой нефти содержат наибольшие количества парафиновых углеводородов из
всех нефтей Задунайского края
Интересно отметить, что
химический состав нефти скв. Ба-2, полученной из песчаного слоя тортонского
возраста, залегающего над меловым известняком, очень сходен с химическим
составом нефтей Будафа и Ловаси.
Еще более ярко
проявляется различие двух типов нефтей Задунайского края в двух, расположенных
один над другим, слоях, вскрытых разведочной скважиной Сильвад (Си-1) возле
нефтяного месторождения Барабашсег. Здесь была получена нефть из доломитов
триасового возраста, богатая легкими фракциями. По парафиновому характеру
групповой состав этой нефти почти совпадает с составом соответствующих фракций
нефти из скв. Ба-3. При испытании пласта тортонского песчаника, залегающего
почти на 100 м выше известняка, получена нефть, состав которой подобен составу
нефти, залегающей в более глубоких пластах Ловасинской структуры (например,
нефть Л-200).
Нефти из известняка и
третичного песчаника соответствуют типу нефти, характерному для Задунайского
края. Интересно отметить, что два типа нефтей встречаются друг над другом в Барабашсег
и его окрестности без переходных форм.
Результаты исследования
нефтей могут быть увязаны с геологическими условиями нефтяных месторождений,
однако вопрос происхождения нефтей Задунайского края пока не может быть решен
однозначно.
Хотя выявление условий
образования отдельных нефтяных месторождений является самостоятельной
проблемой, происхождение нефти имеет общие закономерности, в выявлении их
большую роль играет широкая исследовательская работа, проводимая в Советском
Союзе [6-10], методические приемы которой были использованы автором статьи для
интерпретации данных по нефтям Задунайского края.
Предполагая возможность
преобразования нефтей катагенного и гипергенного характера, можно считать, что
нефти месторождений Надьлендел и Барабашсег не подверглись термокаталитическому
метаморфизму, но сильно окислены и осернены. Эта нефть образовалась до сармата
и по всей вероятности связана с материнскими породами триаса. Нефти, относимые
к этой группе по химическому составу и геологическим условиям залегания,
аналогичного происхождения, небольшие расхождения частично могут быть объяснены
различной интенсивностью физических (как, например, испарение) и
бактериологических воздействий. Следует предполагать, что большое содержание
газов в отдельных приконтурных блоках и большая концентрация ароматических и
нафтеновых компонентов, особенно в легких фракциях, связаны с каталитическим
метаморфизмом или со смешиванием с нефтью или газом соседних неогеновых
отложений. Во всяком случае преобразование этих нефтей под каталитическим
влиянием пород не могло быть значительным ни в известняке, ни в песчаниках
третичного возраста, так как на месторождении Надьлендел нефть содержится в
глауконитовом песчанике тортонского возраста, а на месторождении Хахот во
фракциях в паннонском песчанике нет признаков термокаталитического
преобразования.
Объяснение особенностей
нефтей месторождений Барабашсег, Надьлендел и Хахот смешиванием во время
миграции пока недостаточно обосновано.
Нефти в приконтурных
участках карбонатных коллекторов могут быть смесью третичных и меловых нефтей.
Во всяком случае миграция из третичных отложений в мезозойский известняк
возможна. Третичный и меловой периоды были достаточно продолжительными для
образования нефтей различного состава.
Больше всего данных имеется
по нефтям, залегающим в песчаниках - на Ловасинской и Будафайской структурах
нефть более глубоких пластов богаче ароматическими компонентами и
термокаталитически более метаморфизирована. Образованию ароматических фракций с
более низкой температурой кипения, вероятно, содействовала повышенная
температура (примерно 150° С) в глубоко залегающих пластах, хотя состав нефтей,
добытых из нижнепаннонских пластов с глубины менее 200 м на югославском
нефтяном месторождении Селница, совпадает с составом ловасинской нефти из
песчаника, залегающего на глубине 1400 м.
Анализируя условия
залегания нефтей, содержащих легкие фракции с большим количеством ароматических
углеводородов, можно предположить, что складчатость (точнее говоря, сильное
уплотнение материнских мергелистых пород) способствует образованию
ароматических веществ. Это предположение подтверждается данными испытаний,
согласно которым в начальном этапе диагенеза в нефтях, выжатых из мергелистых
материнских пород, концентрации легких ароматических углеводородов невелики. На
основании химических анализов можно предполагать, что ароматические вещества
образовались не из нафтеновых углеводородов с аналогичной температурой кипения,
а из ароматических углеводородов с большим молекулярным весом, так как
постоянное соотношение нафтенов и парафинов в отдельных фракциях нефтей
третичного возраста является одним из характерных показателей.
Сходный состав
деароматизированных нефтяных фракций наводит на мысль, что нефть, богатая
ароматическими веществами и образующаяся в глубоко залегающих, например,
тортонских пластах, еще до полной компакции, мигрируя в вертикальном
направлении вдоль плоскости часто встречающихся сбросов, постепенно теряла
ароматические углеводороды вследствие адсорбции. Вертикальная миграция в
больших масштабах в некоторых случаях, как, например, в Ловаси, имелась, однако
она не могла быть общим явлением в крупных антиклиналях месторождений Будафа и
Ловаси. Ряд геологических и химических факторов (как, например,
нефтенасыщенность мергелей), характеризующих месторождения Будафа и Уйфалу,
говорит о том, что нефти этих месторождений образовались в соседних или в
расположенных близко мергелях и только лишь выжиманием была вызвана небольшая
вертикальная миграция.
Аналогичный химический
состав нефтей в пластах с разной глубиной залегания и на различных частях
структуры Будафа и Ловаси, а главным образом почти одинаковый состав
деароматизированных фракций, может быть объяснен также и сходными условиями
образования нефтей. Седиментационно-петрографические исследования мергелей и
песчаников миоценового и нижнепаннонского возраста подтверждают тот факт, что
осадкообразование происходило в непрерывных аналогичных или подобных условиях.
Различные содержания ароматики типичных нефтей месторождений Будафа и Ловаси, а
главным образом неодинаковое содержание ароматики в тяжелых и легких фракциях
(0,5-1,5) проще всего объясняются разной степенью термокаталитического
метаморфизма нефтей, хотя иногда играют роль небольшие расхождения в
материнской породе и адсорбция во время миграции.
Расхождение в материнской
породе и гипергенных действиях более резко проявляются у типично нафтеновых
нефтей, встречающихся иногда в небольшом количестве на месторождениях
Задунайского края.
Состав нефтей верхнего
горизонта месторождений Уйфалу и Бужак резко отличается от состава нефтей
месторождений Будафа и Ловаси. Связано ли это с первичным процессом
преобразования органического вещества в нефть уже в материнской породе или
причину следует искать в гипергенном преобразовании нефтей, находящихся на
небольших глубинах (анаэробном, либо аэробном окислении первоначально
образовавшихся парафиновых углеводородов), решить на основании проведенных
исследований пока трудно.
Выводы
С геохимической точки
зрения нефти Задунайского края могут быть разбиты на три группы. По всей
вероятности, эти нефти образовались в материнских породах триасового и
третичного возраста. Разница в характере и составе нефтей связана частично с
категенными, а частично с гипергенными воздействиями, однако в некоторых
случаях появляется возможность смешивания нефтей различного происхождения. Для
выяснения подробностей генезиса нефтей Задунайского края предстоит провести
дальнейшие исследования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кертаи Дь.
Образование залежей нефти и газа в Венгрии. Magyar Tudomany os Akademia, Musz. О. Kozl. 5. 3. sz. 85. 1952.
2. Кертаи Дь.
Структура бассейнов и залежей нефти в Венгрии на основании результатов разведки
на нефть. Foldtani
Kozlony 87. 383.
1957.
3. Illing V.C. The Science of
Petroleum, vol. 6, 1. Oxford, 1953.
4. Smith H.M. Characteristics of
Crude Oils Currently Produced in the United States, Oil a. Gas J., 49, (47),
318. 1951, 29, 3.
5. Zerbe C. Mineraloge und
verwandte Produkte. Berlin, 1952.
6. Сб. «Памяти академика И.M. Губкина». Изд. АН СССР, 1951.
7. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. 3
изд. Гостоптехиздат. 1957.
8. Двали М.Ф., Еременко Н.А. О современном состоянии теории
происхождения нефти и задачах дальнейших исследований. Гостоптехиздат, 1958.
9. Вассоевич Н.В. О происхождении нефти.
Гостоптехиздат, 1958.
10. Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращения нефти в природе.
Гостоптехиздат, 1958.
Трест нефтяной промышленности ВНР
