К оглавлению

Состав и свойства карпатских нефтей

Е.Ф. ЯЦЕНКО, Г.М. ДОНЦОВА

Физико-химические свойства и состав нефтей Карпатского региона изменяются в довольно широких пределах. Так нефти Центральной синклинальной зоны Карпат из месторождений Чарна и Лопушанка и Скибовой зоны из месторождений Сходница (ямненские песчаники) и Битков, приуроченные соответственно к Оровской и Береговой скибам, отличаются небольшим содержанием парафина (менее 1%) и повышенным содержанием смол (табл. 1). Нефть из месторождения Фолюш (1) также Центральной зоны, но примыкающей к западной части Карпат, и из Оровской скибы в месторождениях Сходница (стрыйская свита) и Стрельбичи содержит до 10% парафина и по составу близка к нефтям Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Нефти этой зоны, к которой приурочены промышленные залежи, парафинистые, высокосмолистые со значительным содержанием легких углеводородов и небольшим количеством асфальтенов и серы.

Нефть Внешней зоны из месторождения Кохановка резко отличается от нефтей Внутренней зоны. Она характеризуется очень высоким содержанием асфальтенов, смол и серы. Содержание воды в нефти достигает 60% [2, 3].

По фракционному составу углеводородов нефть Кохановского месторождения аналогична нефтям Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. В результате определения И.В. Гринбергом изотопного состава нефтей Внешней и Внутренней зон Предкарпатского прогиба установлено их сходство [4].

Нефть месторождения Мелец (Польша) так же, как и кохановская, приурочена к юрским отложениям Внешней зоны Предкарпатского прогиба, но по составу близка к нефтям Внутренней зоны [5].

В составе дистиллятной части нефтей надвиговых и глубинных структур наблюдаются определенные закономерности.

С повышением температуры кипения дистиллятных фракций нефтей надвиговых структур увеличивается содержание циклических углеводородов, а содержание метановых уменьшается. Например, сходницкая нефть из Оровской скибы характеризуется следующими данными, полученными в лаборатории БориславЦНИЛ (табл. 2).

С повышением температуры кипения дистиллятных фракций нефтей глубинных структур увеличивается содержание ароматических углеводородов, а содержание нафтеновых уменьшается, количество метановых почти не изменяется.

Ниже приводятся результаты анализа нефти из бориславского песчаника Бори- славской глубинной складки (табл. 3).

Нефти большинства надвиговых структур и некоторых глубинных структур (Рыпне) содержат пониженное количество бензола и имеют более низкий удельный вес.

Содержание высших ароматических углеводородов в карпатских нефтях по зонам растет в следующем порядке: Внешняя зона - Внутренняя зона - Скибовая зона.

В табл. 4 приведен групповой состав углеводородов нефтей из зон Кросно и Скибовой. Группы углеводородов и их характеристика даны тремя фракциямипо температуре выкипания: 1) от начала кипения до 150°, фракция легких углеводородов; 2) от 150° до 300°, фракция средних углеводородов; 3) от 300° до конца, фракция высших углеводородов или масел. Ввиду термической неустойчивости высших углеводородов, последние перегонке не подвергались. Определение фракционного состава масел карпатских нефтей показывает, что основная масса углеводородов выкипает до 550°. Количество углеводородов, выкипающих выше 550°, обычно не превышает 10% на фракцию масел с учетом твердых парафинов.

Зона Кросно (Центральная синклинальная зона Карпат) в табл. 4 представлена нефтью из менилитовых отложений Лопушанки, Скибовая зона - нефтью ямненских отложений Сходницы. Нефть из отложений ямненских песчаников в Стрельбичах характеризуется иным углеводородным составом. Среди высших ароматических углеводородов в сходницкой нефти преобладают моноциклические, в стрельбичской - бициклические. Парафино-нафтеновые углеводороды масляной фракции сходницкой нефти отличаются меньшим молекулярным весом. Состав легких и средних фракций нефтей этих двух месторождений аналогичен.

Нефть стрийских отложений Сходницы характеризуется более высокомолекулярными углеводородами и высоким содержанием алифатических соединений по сравнению с нефтью ямненских отложений.

Сравнительное изучение группового состава нефтей из Битковской, Долинской и Бориславской складок показывает, что в составе нефтей глубинных структур этого региона наблюдаются также значительные различия (табл. 5). Так, нефти менилитовых отложений Виткова по сравнению с нефтями Долины из этих же отложений характеризуются соединениями большого молекулярного веса с большей степенью цикличности. Углеводороды долинской нефти отличаются большим количеством ароматических структур [6].

Если рассматривать изменение физикохимических свойств нефтей по простиранию складок с юго-востока на северо-запад от Виткова к Долине и Бориславу, наблюдается уменьшение удельного веса, содержания твердого парафина и смолисто-асфальтовых компонентов (см. рисунок). Приведенное изменение состава нефтей по простиранию может быть обусловлено потерей менее подвижных компонентов при миграции, а ранее отмеченный более ароматический характер углеводородов Долины и Борислава - вторичными превращениями нефти в залежах, что подтверждается составом битумной части керогена нефтеносных горизонтов. Углеводороды керогена менилитовых сланцев Долины по сравнению с битковскими также отличаются большим содержанием ароматических структур. Групповой углеводородный состав кохановской нефти характеризуется высоким содержанием высших бициклических ароматических соединений. Ароматические полициклические углеводороды отсутствуют. В парафино-нафтеновой фракции масел (300 к. к.) преобладают нафтеновые структуры, в керосиновой (150 - 300°) - метановые соединения.

Изучение изменения состава нефтей по структуре показывает определенные закономерности.

Содержание твердого парафина, смолисто-асфальтовый компонентов и содержание легких (н. к. 150 ° С) изменяется от крыльев к своду. Наименьшее содержание высокомолекулярных соединений наблюдается на своде складок, к крыльям содержание легких компонентов уменьшается, а высших увеличивается (Долина, Битков, Борислав). Так, в Долине содержание твердого парафина в присводовых скважинах (2, 5, 306) составляет 6%, а к крыльям оно увеличивается до 15% (скв. 20, а количество смол от 7 до 14%.

В составе средних углеводородов (150-300°) к краям залежи наблюдается увеличение содержания ароматических соединений.

При изучении химического состава нефтей по стратиграфическому разрезу не обнаружено никаких закономерностей. Ниже приводятся данные по составу и удельному весу карпатских нефтей по стратиграфическому разрезу (табл. 6).

В месторождениях Долина и Борислав отмечается увеличение содержания парафина, высокомолекулярных углеводородов и смолисто-асфальтовых компонентов с увеличением возраста нефтевмещающих пород, но эта закономерность скорее связана с глубиной залегания.

Выводы

1. По химическому составу нефти различных тектонических зон Восточной части Карпатского региона принадлежат к одному типу, а наблюдаемые различия связаны с условиями формирования залежей и дальнейшими превращениями в них нефти.

2. Во Внутренней зоне Предкарпатского прогиба отмечается изменение компонентного и углеводородного состава нефтей с юго-востока на северо-запад от Виткова к Долине и Бориславу.

ЛИТЕРАТУРА

1. Kisielow W. Nafta, № 5, 105, 1955, № 6, 133, 1955.

2. Глушко В.В., Скляр В. Т. Геол. нефти и газа, 1959 № 4.

3. Рудакова Н.Я. и др. Нефт. газ. пром. 1, Киев, 1961.

4. Гринберг И.В. Изд. АН УССР, 1957.

5. KisielewW.,Rudkowska. Nafta, № 7, 198, 1961.

6. Яценко Е.Ф., Черножуков Н.И. Хим. и технол. топлив и масел, № 8, 1, 1960.

УкрНИГРИ

Таблица 1 Общая геохимическая характеристика нефтей некоторых тектонических зон Карпатского региона

Тектоническая зона	Месторождение	Возраст вмещающих пород	Глубина, м	Физико-химические свойства						Компонентный состав, %			Твердые парафины, %
				Удельный вес	Молекулярный вес	Фракции до 300° С, %	Элементарный состав, %
										Углеводороды	Смолы силикагелевые	Асфальтены
							С	Н	S
Центральная	Фолюш	Pg2	300	0,835	210	53,5	-	-	0,36	92,50	7,00	0,50	4,45
То же	Чарна	Pg1	500	0,886	227	49,0	-	-	0,31	89,80	7,40	2,80	0,34
»	Лопушанка	Pg3	1400	0,875	206	38,5	86,42	13,11	0,62	87,95	10,58	1,47	0,99
Скибовая	Сходница	Pg1	500	0,843	197	50,02	86,47	12,17	0,40	92,75	7,03	0,22	0,67
То же	То же	Cr2	500	0,856	205	46,5	84,59	13,12	0,20	97,25	2,70	0,05	9,98
»	Стрельбичи	Pg1	300	0,842	229	41,8	83,62	13,20	0,06	91,50	7,22	1,28	6,30
Внутренняя зона Предкарпатского прогиба	Борислав	Pg3	1050	0,852	240	45,0	84,16	13,28	0,14	91,71	7,39	0,90	8,00
	Долина	Pg3	2300	0,849	208	53,0	86,60	13,00	0,37	91,09	8,21	0,70	10,00
То же	Битков	Pg3	1900	0,869	291	51,0	86,26	12,55	0,48	87,84	10,39	1,77	13,00
Внешняя зона Предкарпатского прогиба	Мелец	J	900	0,834	207	52,0	86,17	13,56	0,25	93,53	6,04	0,43	7,45
	Кохановка	J	1100	1,067	475	40,0	85,04	11,88	7,15	62,83	21,96	15,21	1,96

Таблица 2

Фракция, °С	Содержание углеводородов, %
	ароматических	нафтеновых	метановых
60-95	7,44	31,45	61,11
95-122	11,40	40,19	48,41
122-150	13,20	32,15	54,65
150-200	21,61	33,74	39,65
200-250	23,29	44,80	31,91
250-300	25,70	32,11	42,19

Таблица 3

Фракция, °С	Содержание углеводородов, %
	ароматических	нафтеновых	метановых
95-122	15,72	27,44	56,84
122-150	21,25	16,23	62,32
150-200	23,50	20,45	55,92
200-250	22,42	15,60	61,99
250-300	24,58	10,20	65,22

Таблица 4 Групповой углеводородный состав карпатских нефтей

Группа углеводородов	Интервал кипения, °С	Содержание, %	Показатель преломления	Удельный вес	Молекулярный вес	Гомологический ряд
	Лопушанка
Парафино-нафтеновая	75-150	15,96	1,414	0,740	123	-
То же	150-300	13,46	1,448	0,814	176	CnH2n+0.9
»	300-к, к.	23,86	1,462	0,883	406	CnH2n-0.1
Ароматические моноциклические	80-150	1,89	1,492	0,796	113	-
То же	150-300	5,42	1,514	0,914	153	CnH2n-6.2
	300-к. к.	9,66	1,502	0,929	249	CnH2n-6.0
Ароматические бициклические	150-300	1,19	1,562	0,973	153	CnH2n-11.0
То же	300-к. к.	13,59	1,557	0,960	346	CnH2n-16.5
Ароматические полициклические	150-300	0,55	1,599	-	173	-
То же	300-к. к.	2,23	1,592	1,013	475	CnH2n-19.5
	Сходница
Парафино-нафтеновая	69-150	21,96	1,413	0,730	117	-
То же	150-300	17,55	1,444	0,782	181	CnH2n-0.3
»	300-к. к.	19,77	1,478	0,857	337	CnH2n-0.1
Ароматические моноциклические	80-150	3,12	1,490	0,824	116	-
То же	150-300	5,85	1,510	0,888	158	CnH2n-5.5
	300-к, к.	16,86	1,517	0,920	319	CnH2n-8.0
Ароматические бициклические	150-300	0,04	-	-		-
	300-к. к.	0,75	1,572	0,971	325	CnH2n-13.6
Ароматические полициклические	150-300	1,38	1,598	0,997	177	CnH2n-15
То же	300-к. к.	5,31	1,607	1,108	338	CnH2n-21.0

Таблица 5 Групповой углеводородный состав нефтей Предкарпатского прогиба

Группа углеводородов	Интервал кипения, °С	Содержание, %	Показатель преломления	Удельный вес	Молекулярный вес	Гомологический ряд
	Битков
Парафино-нафтеновая	80-150	8,50	1,419	0,749	163
То же	150-300	21,27	1,441	0,794	219	CnH2n-0.2
Изопарафино-нафтеновая	300 - к. к.	27,80	1,460	0,834	265	CnH2n-1.0
н-парафины	300 - к. к.	10,03	1,452	0,809	387
Ароматические моноциклические	80-150	1,65	1,490	0,798	-	-
То же	150-300	1,26	1,518	0,925	179	CnH2n-5.7
»	300 - к. к.	5,95	1,513	0,918	361	CnH2n-9.2
Ароматические бициклические	150-300	0,83	1,577	0,986	189	CnH2n-12.3
То же	300 - к. к.	10,43	1,572	0,998	333	CnH2n-14.1
	Долина
Парафино-нафтеновая	50-150	13,85	1,417	0,744	114	-
То же	150-300	19,54	1,444	0,799	189	CnH2n+0.2
Изопарафино-нафтеновая	300 - к. к.	20,15	1,458	0,827	303	CnH2n-0.4
н-парафины	300 - к. к.	12,30	1,451	0,804	327	-
Ароматические моноциклические	80-150	3,56	1,492	0,846	147	-
То же	150-300	2,82	1,517	0,903	185	CnH2n-7.0
»	300 - к. к.	5,59	1,500	0,901	360	CnH2n-6.0
Ароматические бициклические	150-300	1,97	1,567	0,973	156	CnH2n-10.0
То же	300 - к. к.	6,49	1,566	0,986	329	CnH2n-14.9
Ароматические полициклические	150-300	0,60	1,595	0,799	197	CnH2n-17.0
То же	300 - к. к.	5,52	1,608	1,037	280	CnH2n-16.7
	Борислав
Парафино-нафтеновая	75-150	12,86	1,413	0,747	129	-
То же	150-300	14,62	1,448	0,784	180	CnH2n+1.2
Изопарафино-нафтеновая	300 - к. к.	16,89	1,473	0,857	413	CnH2n+0.4
н-парафины	300 - к. к.	4,74	-	-	-	-
Ароматические моноциклические	80-150	3,81	1,489	0,850	-	-
То же	150-300	3,07	1,503	0,903	167	CnH2n-6.5
»	300 - к. к.	12,33	1,518	0,915	380	CnH2n-7.2
Ароматические бициклические	150-300	4,01	1,570	0,986	154	CnH2n-10.1
То же	300 - к. к.	7,80	1,573	0,956	387	CnH2n-14.4
Ароматические полициклические	150-300	0,51	1,607	-	195	-
То же	300 - к. к.	4,50	1,611	1,034	375	CnH2n-21.2
	Кохановка
Парафино-нафтеновые	86-150	11,22	1,404	0,724	95	-
То же	150-300	10,89	1,439	0,791	194	CnH2n+1.2
Изопарафино-нафтеновые	300 - к. к	6,51	1,474	0,870	381	CnH2n-1.9
н-парафины	300 - к. к	1,71	-	-	-
Ароматические моноциклические	80-150	0,78	1,493	0,859	-	-
То же	150-300	1,97	1,506	0,901	167	CnH2n-6.2
»	300 - к. к	5,76	1,518	0,921	366	CnH2n-7.5
Ароматические бициклические	150-300	1,35	1,570	0,984	175	CnH2n-9.9
То же	300 - к. к	20,45	1,564	0,998	440	CnH2n-15.5

Таблица 6

Месторождение	Удельный вес	Содержание углеводородов, %
		парафина	смол (сернокислотных)	легких (н. к. -150° С)
	Воротыщенские отложения
Борислав	0,8543	7,2	18,0	7,0
Долина	0,7688	0,2	7,0	45,0
Битков	0,8570	9,2	20,0	20,0
	Менилитовые отложения
Борислав	0,8500	8,0	16,6	15,6
Долина	0,8380	10,0	16,0	27,5
Битков	0,8600	13,0	26,0	14,0
	Эоценовые отложения
Борислав	0,8526	12,0	18,0	20,0
Долина	0,8433	11,5	25,0	18,0
Битков	0,7656	1,2	2,0	54,0
	Стрыйские отложения
Борислав	0,8700	1,0	26,0	10,0
Битков	0,7622		2,0	58,0

Рисунок Хроматограммы углеводородов карпатских нефтей.

1 - Лопушанка, 2 - Сходница (Imn); 3 - Сходница (Str); 4 - Стрельбичи; 5 - Кохановка; 6 - Долина; 7 - Борислав; 8 - Битков.