К оглавлению

УДК 550.4:553.982(470.53)

Геохимическая характеристика нефтей Чутырско-Киенгопского месторождения

Т.Н. ПРЯХИНА (КО ВНИГНИ)

Чутырско-Киенгопское месторождение расположено в зоне северо-западного борта Камско-Кинельской системы прогибов. Промышленные скопления нефти приурочены к средненижнекаменноугольным отложениям. Незначительные нефтепроявления отмечались в семилукском горизонте верхнего девона (скв. 875).

Систематизированные данные, полученные в лаборатории нефтей КО ВНИГНИ [6], позволяют проследить изменения их свойств и состава по разрезу в пределах месторождения (см. таблицу , рис. 1 , рис. 2 ).

Нефть из отложений семилукского горизонта имеет высокую плотность, вязкая, сернистая, с значительным содержанием азота, смол и асфальтенов, низким выходом бензиновой фракции, количество парафина невелико. В бензиновой фракции преобладают нафтеновые УВ при относительно высокой концентрации ароматических. Отбензиненная часть нефти значительно обогащена аренами (М+Н)/А=0,13). Причем степень конденсации ароматических ядер, по-видимому, невысокая - только 35 % атомов углерода в молекуле входит в состав ароматического кольца. Примерно такое же их количество приходится на нафтеновые кольца в молекуле парафино-нафтеновых УВ. Длина парафиновых цепей, связанных с нафтеновым кольцом, короче, чем в молекуле ароматических УВ. Ванадиевые и никелевые порфирины составляют соответственно 50,4 и 20,7 мг/100 г нефти (см. таблицу ).

Спектральная характеристика нефти (ИК-спектры) свидетельствует о крайне низком содержании парафиновых УВ и кислородсодержащих структур. Изотопный состав углерода характеризуется величиной d13C= -28,3 %о (Изучение изотопного состава углерода нефтей проводилось под руководством д-ра геол.-минералог, наук Э.М. Галимова (ГЕОХИ АН СССР).).

Анализируя показатели, приведенные в таблице, можно уловить отличия в содержании отдельных компонентов в нефтях турнейского яруса и семилукского горизонта. Изотопный состав углерода первых составляет -28,8 %о.

Обращает на себя внимание иной характер различия нефтей яснополянских и турнейских отложений (см. таблицу ).

Спектральная характеристика нефти по ИК-спектрам подтверждает наличие значительной доли тяжелой, конденсированной ароматики (асфальтены, спиртобензольные смолы) в нефтях яснополянского надгоризонта (S мм2, С1 , С2).

Коэффициенты C1 и C2 отражают соотношение ароматических и н-парафиновых УВ, С3 - отношение СН2- и СН3-групп в парафиновых цепях (длина и разветвленность алкильных цепей), а коэффициенты A1, А2, А3 - соотношение различных структурных групп в ароматической составляющей нефти [5]. S, мм2 - суммарное содержание ароматических колец, определяемое по площади полосы поглощения 1600 см-1. Изотопный состав углерода яснополянской нефти равен - 28,5 %о.

Особенностью растворенного газа в нефти яснополянского надгоризонта является преимущественное содержание в нем азота (до 90 %). Остальная часть приходится на сумму углеводородных газов (см. рис. 2 ). Газовый фактор 8 м3/т.

Нефти башкирского яруса и нижележащих отложений различаются по своим параметрам (см. таблицу). Изотопный состав углерода нефти башкирской залежи d13С= -28,8%о.

В отличие от скоплений нефти в турнейском ярусе и яснополянском надгоризонте башкирская залежь имеет газовую шапку. Газ одноконтактного разгазирования содержит от 30 до 47 % углеводородных компонентов (см. рис. 2 ), содержание азота 40-65%. Газовый фактор 16,8-27,4 м3/т.

В отложениях верейского горизонта встречена газовая залежь с нефтяной оторочкой. Нефти верейской залежи по своим характеристикам близки к нефтям башкирского яруса (см. таблицу ). Изотопный состав углерода в ней d13С= - 28,9 %о.

Газ, растворенный в нефти, почти наполовину (50,4 %) состоит из УВ, главным образом метана, этана, пропана (см. рис. 2 ). Количество азота 35,6 %. Газовый фактор 29,1 м3/т.

Приведенные данные позволяют проследить определенные связи в изменении свойств и состава нефтей по разрезу Чутырско-Киенгопского месторождения. В разновозрастных отложениях они неодинаково контрастны и разнонаправленны, причем заметно проявляются при сопоставлении нефтей девонских и среднекаменноугольных горизонтов (см. рис. 1 ).

Аспекты образования, миграции и аккумуляции нефтяных УВ в зоне северо-западного борта Камско-Кинельской системы прогибов рассмотрены ранее [4, 7, 8].

Авторами убедительно доказана возможность генерации нефтяных УВ терригенными отложениями нижнего карбона в наиболее погруженных участках Камско-Кинельской системы прогибов. Вопросы о потенциальных возможностях образования УВ в терригенных толщах яснополянского надгоризонта в исследуемом регионе описаны И.Г. Калачниковой [1, 3].

Породы башкирского карбонатного комплекса, по всей вероятности, не являются нефтепроизводящими для территории Волго-Уральской провинции [7].

Исходя из существующих представлений и на основании полученных результатов можно предположить: 1) турнейская залежь сформировалась благодаря вертикальной миграции нефтяных УВ из девонских глинисто-битуминозно-известковых отложений; 2) яснополянская залежь образовалась за счет аккумуляции нефтяных флюидов, мигрировавших из зон генерации УВ, которыми являются терригенные толщи визейского яруса в наиболее погруженных участках близлежащих впадин Камско-Кинельской системы прогибов. В этом случае указанные различия в составе и свойствах нефтей яснополянских и турнейско-девонских отложений приобретают генетическую основу; 3) однонаправленное изменение свойств и состава нефтей и растворенных газов от яснополянской залежи к башкирской, а затем к верейской свидетельствует о возможной миграции нефти из визейских терригенных отложений в среднекаменноугольные.

Залежи нефти в нижнесреднекаменноугольных породах, приуроченные к бортам Камско-Кинельской системы прогибов, практически совпадают в плане и удалены от внешней бортовой границы не более чем на 1,5 км.

Площадное совмещение залежей нефти в яснополянских и среднекаменноугольных отложениях, отмеченное исследователями [9], также подтверждает генетическую связь, существующую между нефтями разновозрастных залежей в районах развития структур тектоно-седиментационного происхождения.

Некоторые авторы не исключают возможности образования УВ в терригенно-карбонатном комплексе верейского горизонта, но в районах с повышенной (более 50 м) мощностью терригенных пород московского яруса [2]. Поскольку на исследуемой территории суммарная мощность терригенных образований верейского горизонта недостаточна, формирование всего объема залежи в верейских отложениях за счет собственных нефтематеринских толщ маловероятно.

Проведенные исследования позволяют заключить следующее:

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Калачникова И.Г., Федоров Ю.В., Оборин А.А. Особенности распространения органического вещества и битуминозных компонентов в терригенных отложениях нижнего карбона Пермского Прикамья. - Труды ВНИГНИ. М., 1974,вып. 153, с. 58-67.
  2. Калинникова И.Г., Федоров Ю.В., Шаронова В. Н. Литолого-фациальные особенности верейских отложений Прикамья и связь с ними органического вещества и битуминозных компонентов. - Труды КО ВНИГНИ. Пермь, 1976, вып. 161, с. 130-135.
  3. Калинникова И.Г., Финкель В.Ф., Гецен Н.Г. Рассеянное органическое вещество и битумоиды палеозойских отложений Пермского Прикамья. - Труды КО ВНИГНИ. Пермь, 1971, вып. 117, с. 250-258.
  4. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. М., Недра, 1964.
  5. Методическое руководство по люминесцентно-битуминологическим и спектральным методам исследования органического вещества пород и нефтей / Т.А. Ботнева, А.А. Ильина, Я.А. Терской и др. М., Недра, 1979.
  6. Нефти, газы и битумоиды Пермского Прикамья и сопредельных районов / С.А. Винниковский, А.3. Коблова, И.Г. Калачникова и др. Каталог физико-химических свойств. Пермь, 1977.
  7. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Критерии диагностики нефтегазоматеринских пород. - Сов. геология, 1970, № 11, с. 3-10.
  8. Шаронов Л.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений северной части Волго-Уральского бассейна. - Труды ВНИГНИ. Пермь, 1971,вып. 73, с. 1-287.
  9. Шаронова В.Н., Шаронов Л.В. Литология, фации, палеогеография и нефтеносность московского яруса Пермской и Кировской областей и Удмуртской АССР. - Труды КО ВНИГНИ. Пермь,1971, вып. 117, с. 120-134.

Поступила 21/III 1980 г.

Рис. 1. Схема изменения состава и спектральных характеристик нефтей по разрезу Чутырско-Киенгопского месторождения.

I - плотность нефти, г/см3; содержание, маc. %; II - серы, III- смол, IV-асфальтенов, V - парафина; VI - выход бензиновой фракции, %; VII - содержание ванадиевых порфиринов, мг/100 г нефти; VIII - групповой состав бензиновой фракции н. к. 200º С, маc. %; IX - групповой состав отбензиненной части нефти, маc. %; X - структурный состав парафино-нафтеновой фракции; а - среднее число колец в молекуле, б - среднее число атомов углерода в кольце на молекулу; XI - структурный состав ароматической фракции: а - среднее число колец в молекуле, б - среднее число атомов углерода в кольце на молекулу. М - метановые, Н - нафтеновые, А - ароматические УВ, Ас-асфальтены, См - смолы. Поднятия: Чутырское (сплошная линия), Кленгопское (пунктирная)

Рис. 2. Распределение гомологов метана в растворенном газе Киенгопского (1, 2) и Чутырского (3, 4) поднятий.

Залежи: 1 - яснополянская, 2. 3 - башкирская, 4 - Верейская

Таблица

Химический состав и спектральная характеристика нефтей Чутырско-Киенгопского месторождения

Возраст вмещающих отложений

Плотность, г/см3

Содержание в % на нефть

Бензиновая фракция н. к. 200 °С, %

Фракция, выкипающая выше 200 ºС

Содержание порфиринов, мг/100 г нефти

ИК-спектры

Содержание, маc. %

Парафино-нафтеновые УВ

Ароматические УВ

серы

смол

асфальтенов

парафина

выход

парафиновых УВ

нафтеновых УВ

ароматических УВ

асфальтенов

бензольных смол

спиртобензольных смол

содержание маc. %

среднее число колец в молекуле

среднее число атомов С в кольцах на молекулу

% атомов С в кольцах на молекулу

количество атомов С в боковых цепях

содержание, маc. %

среднее число колец в молекуле

среднее число атомов С в кольцах на молекулу

% атомов С в кольцах на молекулу

количество атомов С в боковых цепях

ванадиевый комплекс

никелевый комплекс

S, мм2

С1

C2

C3

А1

А2

А3

Чутырское

C2vr

0,887

2,55

14,67

4,04

4,52

19

-

-

-

-

.

.

.

28,20

0*

C2b

0,882

2,38

14,50

3,89

4,25

21

68,00

26,08

5,92

7,28

15,32

10,78

25,75

1,3

7,7

30

18-14

20,55

2,1

11,4

46

14-11

23,62

2,68

256

0,73

0,60

0,31

1,32

0,82

1,62

C3jp

0,908

2,92

19,56

5,21

4,27

16

64,51

27,35

8,14

7,96

19,49

14,18

18,96

1,3

8,2

31

19-15

22,34

2,1

11,6

43

16-12

48,86

11,22

288

0,87

0,67

0,27

1,26

0,88

1,44

C1t

0,903

2,52

17,87

3,32

3,83

10

45,12

46,00

8,88

5,76

23,22

7,32

21,35

1,0

5,7

26

16

26,29

1,8

10,1

50

13-10

44,81

19,34

261

0,85

0,52

0,24

1,44

0,68

2,13

D3 sm

0,950

3,01

27,45

7,44

2,98

5

38,00

47,20

14,80

15,14

26,34

7,86

4,71

1,1

6,5

35

13

37,51

1,7

9,5

37

19-15

50,40

20,70

-

-

-

-

-

-

-

Киенгопское

C2vr

0,895

2,83

19,15

5,55

4,98

19

66,56

24,96

8,47

6,28

18,54

4,80

30,10

1,3

7,4

34

16-13

30,53

2,2

12,0

46

16-12

30,64

3,10

 

0,92

0,66

0,25

1,25

0,85

1,47

C2b

0,896

3,00

20,52

5,76

4,20

19

68,74

15,72

15,54

7,62

20,00

6,64

25,90

1,3

7,6

34

17-14

27,02

2,4

11,7

53

14-10

26,30

3,13

248

0,91

0,78

0,26

1,28

0,81

1,57

C1jp

0,913

3,49

21,35

4,89

3,00

15

68,15

22,97

8,88

7,32

22,49

8,39

17,16

1,2

7,2

29

19-15

26,00

2,0

11,2

46

15-11

43,84

9,68

255

0,88

0,67

0,25

1,38

0,85

1,62

C1t

0,911

3,01

18,94

3,80

4,86

16

57,88

33,73

8,40

6,21

21,72

7,62

22,66

1,1

6,7

30

17-13

29,23

2,1

11,4

44

16-12

58,05

11,00

270

0,97

0,62

0,22

1,45

0,77

1,89

* Порфириновые комплексы определялись без ацетоновой экстракции.