К оглавлению

УДК 549.02:522.578.2(477.6)

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ СОСТАВ Н-АЛКАНОВ НЕФТЕЙ РАЗЛИЧНЫХ СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ ГОРИЗОНТОВ ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКОЙ ВПАДИНЫ

Э.В. Боярская, М.К. Калинко

В настоящее время появляется все больше данных, свидетельствующих о значительном влиянии состава исходного органического вещества на состав нефтей. Так, X.Д. Хедберг, приводя данные о распространении высокопарафинистых нефтей в мире, делает вывод о том, что их формирование связано с интенсивным привносом в водоемы растительных остатков. (Hedberg Н.D. Significance of high - wax oil with respect to genesis of petroleum Bull. Am. Ass. Petrol. Geol., vol 52, No 5, 1968 v.) В то же время на состав нефтей значительное влияние оказывают процессы катагенеза. (Вассоeвич H. Б., Амосов Г.А. Изменение свойств нефти и ее спутников в нефтяных месторождениях. «Геология нефти», справочник, т. I., М., Гостоптехиздат, 1960.)

В связи с этим большой интерес представляет изучение индивидуального состава отдельных групп углеводородов, которое позволяет получить дополнительную информацию для дифференциации влияния каждой из указанных выше групп факторов.

Для изучения состава н-алканов нами были использованы нефти Днепровско-Донецкой впадины в широком стратиграфическом диапазоне (от нижнего карбона до триаса), распространенные в пределах глубин от 775 до 3181 м. Было исследовано распределение легких н-алканов в 13 нефтях и средних н-алканов в 8 нефтях. Фракции углеводородов с температурами кипения в интервале 50-150° С (С₆-С₉) выделялись хроматографированием с помощью молекулярных сит, а распределение индивидуальных углеводородов определялось методом газожидкостной хроматографии на приборе Выруского завода газоанализаторов (рис. 1).

Выделение н-парафинов, выкипающих в интервале 150-300° С, производилось методом комплексообразования с карбамидом, а их индивидуальный состав определялся методом газожидкостной хроматографии, с предварительным установлением оптимального режима по стандартной искусственной смеси чистых углеводоров от н-декана (Тк =170° С) до н-гептадекана (Т_к=302,7° С) (рис. 2).

Распределение легких н-алканов в нефтях изменялось как по стратиграфическому разрезу, так и по глубине залегания отдельных стратиграфических комплексов (табл. 1). Максимальное содержание легких н-алканов отмечено в нефтях отложений башкирского яруса. В пределах каждого стратиграфического комплекса количество легких н-алканов в нефтях закономерно уменьшается с глубиной залегания. Исключение составляет легкая нефть Чернухинского месторождения, физико-химические свойства которой выделяют ее из группы одновозрастных нефтей. Такая же дифференциация распределения легких н-алканов в бензинах: в каждом стратиграфическом комплексе содержание их уменьшается с глубиной залегания, кроме двух случаев. Закономерное уменьшение с глубиной содержания легких н-алканов от 32,5 до 12,7% типично для нефтей визейских отложений.

Максимальное содержание легких н-алканов характерно для нефтей намюрского яруса месторождения Прилуки. Спектры распределения индивидуальных углеводородов в каждом стратиграфическом комплексе специфические (рис. 3).

Нефти отложений триасового возраста содержат максимальное количество н-октана, в нефтях нижней перми с увеличением глубины залегания горизонтов максимум сдвигается от н-гексана к н-октану. Такая же тенденция характерна и для нефтей намюрского яруса: от н-гексана к н-гептану. Для большинства нефтей визейских отложений характерно сохранение максимального содержания н-октана. На средних глубинах отложений визейского яруса (1986- 1990 м) максимальное содержание смещается от н-октана к н-нонану. При этом для нефтей визейских отложений на малых глубинах максимум содержания выражен не четко, а на больших глубинах достаточно резко. Содержание в нефти средних н-алканов изменяется иначе чем легких н-алканов (табл. 2). В общем прослеживается возрастание содержаний этих соединений по стратиграфическому разрезу вниз с отклонениями в отдельных ярусах. Вторая особенность - увеличение содержания средних н-алканов в нефтях одних и тех же стратиграфических горизонтов с увеличением глубины залегания. Содержание этих соединений во фракции 150-300° С также увеличивается вниз по разрезу, но с увеличением глубины залегания одних и тех же горизонтов - уменьшается.

Распределение индивидуальных средних н-алканов в нефтях и фракции 150-300° С, также изменяется по разрезу и в зависимости от глубины залегания. Максимум содержания смещается от триасовых к пермским отложениям и от башкирских к турнейским одинаково в сторону более легких соединений: от пентадекана до тридекана. С увеличением глубины залегания нефтей одних и тех же стратиграфических комплексов максимум их также смещается к более легким соединениям. Значение коэффициента Hr/rm для нефтей разных стратиграфических горизонтов в среднем составляет 1,03, максимальное значение -1,19, минимум 0,86. 42,5% проб характеризуются величиной нечетности 1,0: для 14,5% проб коэффициент нечетности равен 1 и для 42,5% имеют величину, большую 1.

Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о том, что на распределение индивидуальных нормальных парафиновых углеводородов в нефтях Днепровско-Донецкой впадины влияют две группы факторов: исходное органическое вещество и термодинамические условия залегания. При этом первая группа факторов вызывает большие колебания в содержании индивидуальных углеводородов, чем изменения термодинамических условий. Установление этих особенностей открывает широкие возможности для количественной оценки влияния различных факторов методом математической статистики (при наличии достаточного числа данных), а также и для прогноза индивидуального состава н-алканов нефти.

Полученные данные еще раз опровергают представления о глубинном происхождении нефти.

УкрНИГРИ, ВНИГНИ

Таблица 1 Индивидуальный состав легких н-алканов в нефтях Днепровско-Донецкой впадины

Месторождение, № скважины	Глубина, м	Тип коллектора, возраст	Положение скважины на структуре	Плотность, г/см^3	Содержание твердого парафина, % вес.	Суммарное содержание легких «-алканов, %		Содержание, % вес.
						в бензине*	в нефти	С5H12		С6H14		С7H16		C8H18		C9H20
								в бензине	в нефти	в бензине	в нефти	в бензине	в нефти	в бензине	в нефти	в бензине	в нефти
Бельское, 61	1807-1810	Песчаник смешанный, Т	Присводовая	0,8536	0,72	13,33	2,37	0, 17	0,03	2,73	0,48	3,65	0,65	4,70	0,84	2,08	0,37
Гнединцевское, 8	1731- 1785	Песчаник пористый, Р1	Приконтурная	0,8245	1,91	31,50	8,43	1,51	0,40	12,90	3,46	10,38	2,78	3,94	1 ,05	2,77	0,74
Леляковское, 7	1840- 1854	То же	В крыльевой части	0,8025	0,63	18,47	4,44	-	-	0,22	0,05	9,28	2,23	7,89	1 ,90	1,08	0,26
Глинско-Розбышевское, 27	1902-1913	»	Вблизи контура водоносности	0,8549	3,65	28,28	2,88	-	-	0,25	0,02	5,74	0,59	21,87	2,23	0,42	0,04
Перещепинское, 29	1992- 2010	Песчаник пористый трещиноватый, С2b	Сводовая	0,6990	-	24,10	17,04	0,10	0,07	4,99	3,53	8,30	5,87	7,11	5,03	3,60	2,54
Зачепиловское, 31	775-778	Песчаник пористый, С1n	Присводовая	0,7982	2,67	19,29	4,47	0,21	0,08	10,19	2,35	8,53	1 ,97	0,36	0,07	-	-
Прилукское, 13	1750-1778	То же	»	0,8295	3,01	34,14	4,45	0,62	0,08	5,96	0,78	12,66	1 ,65	10,91	1 ,42	3,99	0,52
Радченковское, 66	1374- 1378	Песчаник мелкозернистый, C1v	Вблизи контура водоносности	0,8360	5,17	32,55	3,69	0,20	0,02	2,33	0,26	9,09	1 ,03	14,47	1 ,64	6,46	0,74
Кибинцевское, 5	1577- 1647	То же	Сводовая	0,8650	3,19	29,27	3,39	0,36	0,04	7,09	0,82	7,74	0,90	9,48	1 ,10	4,60	0,53
Новогригорьевское, 1	1986- 1990	Песчаник пористый, трещиноватый, C1v	Присводовая	0,8156	6,68	22,25	3,36	-	-	0,29	0,04	7,03	1 ,06	7,07	1 ,07	7,86	1 , 19
Чернухинское, 6	2952- 2960	Песчаник пористый, C1v	Приконтурная	0,7485	1 ,68	16,28	5,88	0,04	0,01	3,33	1 ,20	6,74	2,44	5,37	1 ,94	0,80	0,29
Качановское, 29	3169- 3181	Песчаник, алевролит, C1v	Сводовая	0,8500	5,68	12,75	2,07	-	-	0,10	0,02	2,28	0,37	7,62	1 ,24	2,75	0,44

Фракция, выкипающая в интервале 50- 150°С.

Таблица 2 Индивидуальный состав средних н-алканов в нефтях Днепровско-Донецкой впадины

Месторождение, № скважины	Глубина, м	Тип коллектора, возраст	Положение скважины на структуре	Плотность, г/см^3	Содержание твердого парафина, % вес.	Суммарное содержание н-алканов, % вес.		Содержание, % вес
								С9н20		С10Н22		С11Н24		C12H26		C13H28		С14Н30		С15H32		C16H34		С17Н36
						во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 50- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти	во фракции 150- 300°С	в нефти
Рыбальцевское, * 16	1380- 1389	Песчаник, пористый трещиноватый, Т	Приконтурная	0,7485	0,58	14,90	3,13	0,02	Следы	0,33	0,07	1,16	0,24	1 , 75	0,37	2,60	0,54	2,42	0,52	2.88	0,60	2,27	0,48	1 ,47	0,31
Бельское, 61	1807-1810	Песчаник смешанный, Т	Присводовая	0,8536	0,72	10,60	4,45	0,48	0,20	1,04	0,43	1,76	0,74	1 ,85	0,78	1 ,85	0,78	1 ,62	0,68	1 ,03	0,43	0,66	0,28	0,31	0,13
Гнединцевское, 8	1731 - 1785	Песчаник пористый, Р1	Приконтурная	0,8245	1,91	13,58	3,26	0,42	0,10	1,35	0,32	2,20	0,53	1 ,99	0,48	2,16	0,52	2,46	0,60	1 ,85	0,44	1 ,15	0,27	-	-
Леляковское, 7	1840-1854	То же	Крыльевая часть	0,8025	0,63	12,40	3,75	0,37	0,11	0,94	0,28	1 ,64	0,50	1,91	0,58	2,02	0,62	1 ,93	0,58	1 ,88	0,57	1 ,21	0,36	0,50	0,15
Перещепинское, 51	2025 - 2028	Песчаник пористый, С2в	Присводовая	0,8270	5,19	22,90	9,19	0,07	0,03	1 ,03	0,44	2,51	1 ,00	2,89	1,15	3,52	1 ,42	3,73	1 ,49	4,10	1 , 64	3,44	1 ,38	1 ,61	0,64
Новогригорьевское, 1	1986- 1990	Песчаник пористый, трещиноватый, C1v	Присводовая	0,8156	6,68	34,40	12,04	0,06	0,02	0,73	0,26	3, 10	1 , 09	5,44	1 ,90	6,47	2,26	6,86	2,40	5,87	2,06	3,87	1 , 35	2,00	0,70
Качановское, 30	3061 -3077	Песчаник, алевролит, C1V	Присводовая	0,8426	3,95	16,90	5,07	0,06	0,02	0,76	0,22	1,51	0,45	2,16	0,65	2,55	0,76	3,23	0,98	2,90	0,87	2,19	0,66	1,54	0,46
Новониколаевское, 1	2574 - 2604	Песчаник пористый, трещиноватый C1t	Присводовая	0,7690	5,70	30,80	13,86	0,28	0,12	5,01	2,26	6,10	2,75	6,22	2,80	6,77	3,04	4,77	2,15	1 ,65	0,74	-	-	-	-

* Легкие н-алканы в этой нефти отсутствуют.

Рис. 1. Хроматограмма легких н-алканов (С₅-С₉) нефти триаса Днепровско-Донецкой впадины (месторождение Вельское).

1' -нонан, 2' - декан, 3'-ундекан, 4' - додекан, 5' -тридекан.

Рис. 2. Хроматограмма н-алканов (С₉-С₁₇) нефти визейских отложений Днепровско-Донецкой впадины палеозоя (месторождение Качановское).

1 - нонан, 2 - декан, 3 - ундекан, 4 -додекан, 5--тридекан, 6 - тетрадекан,7 -пентадекан, 8- гексадекан, 9 -гептадокан.

Рис. 3. Распределение н-алканов (С₆-С₁₇) в нефтях Днепровско-Донецкой впадины.

Месторождения: 1 - Рыбальцевское, 2- Бельское, 3 - Гнединцевское, 4 - Леляковское, 5 - Перещепинское, 6 - Ново-Григорьевское.