|
УДК 553.98.061.12/.17(571.1-17) |
О природе нефтей и газов севера Тюменской области
И. В. ГОНЧАРОВ, Д. И. КРАШИН, К. А. ШПИЛЬМАН (ЗапСибНИГНИ)
Месторождения газов севера Тюменской области привлекают к себе пристальное внимание многих исследователей. Гораздо меньше в литературе описаны нефти изучаемого района. Природа нефтей и газов севера области, несмотря на наличие различных точек зрения, еще далеко не ясна. В настоящей работе сделана попытка с позиций геохимии объяснить некоторые особенности состава нефтей и газов севера Тюменской области.
Изотопный состав углерода метана газов севера Тюменской области, так же как и в большинстве других нефтегазоносных районов мира, утяжеляется сверху вниз по разрезу (см. рисунок). По изотопному составу углерода метана были определены глубины его образования, равные 3,3-4,9 и 5,1-7,3 км для газов соответственно верхне- и нижнемеловых отложений [9]. В основе такого отнесения лежит известное положение теории изотопии углерода, согласно которому при деструкции сложных ОВ за счет кинетического изотопного эффекта в первую очередь будет выделяться изотопно легкий газ. Хотя в природе практически всегда наблюдается строгая зональность распределения газов различного изотопного состава по глубине, в модельных экспериментах желаемый результат получаегся далеко не всегда. Так, при нагревании двух керогенов различного происхождения от комнатной температуры до 500°С не было получено значительного изменения их изотопного состава [12]. В процессе термической деструкции за счет ухода изотопно легкого метана должно происходить утяжеление остаточного углерода керогена. Результаты эксперимента показали, что d13С сапропелевого керогена изменяется от -14,94 до -12,95, а гумусового от -26,79 до -26,29, т. е., вопреки ожиданиям, изотопный состав углерода изменился совершенно незначительно.
Эти результаты дают основание предполагать для природных условий иной механизм формирования изотопного состава газов. Известно, что параллельно с утяжелением последнего происходит изменение их компонентного состава. С глубиной увеличивается доля тяжелых гомологов углеводородных газов. Сказанное достаточно отчетливо иллюстрируется закономерным снижением содержания СН4 с глубиной по разрезу осадочных пород севера Тюменской области (табл. 1). Одновременно с уменьшением метана при переходе от апт-сеноманских отложений к юрским содержание этана и пропана увеличивается соответственно в среднем в 10 и 15 раз. Если бы в основе формирования газового состава лежал механизм термокаталитического разрушения, керогена, то соотношение метана и тяжелых УВ с глубиной должно было бы меняться в обратном направлении. Термодинамические расчеты показывают, что устойчивость структур с увеличением длины алкильного заместителя резко падает. Следовательно, при деструкции должны при низких температурах образовываться тяжелые газы, а в более жестких условиях метан.
Альтернативным механизмом образования газов может быть биохимический. На возможность биохимического образования газов месторождений севера Тюменской области неоднократно указывалось в литературе. С позиций биохимии многие закономерности в изменении изотопного и индивидуального состава газов получают логическое объяснение. Метанообразующие бактерии являются самыми распространенными микроорганизмами пластовых вод [9]. В качестве источника углерода могут быть использованы углекислый газ, соли муравьиной и уксусной кислот, метанол. Гидрирование СО2 является энергетически наиболее выгодным процессом, поэтому в современных осадках 74 % метана и более образуется этим путем [11].
При образовании метана путем термической деструкции керогена необходимо разрушить С - С связи, на разрыв которых требуется энергия 63 ккал/моль. Энергия эта достаточно велика, поэтому процесс идет с заметной скоростью только при температуре выше 400 °С. Энергетический барьер можно существенно снизить (до 30 ккал/моль) путем использования соответствующих катализаторов на основе природных глин. Однако такие катализаторы необходимо предварительно активировать путем прокаливания при температуре 450-500 °С. Под действием температуры удаляется не только физически сорбированная вода, но и часть воды, входящей в состав кристаллогидратов. Даже после такой активации любой природный катализатор по своей активности и селективности во много раз уступает биокатализаторам. Биокатализаторы (ферменты) являются самыми совершенными каталитическими системами. Именно с их участием при обычных температурах легко идет разрушение нефти (т.е. разрыв С-С связей), например, в процессе биологической очистки. Не удивительно также то, что с их помощью легко протекает реакция гидрирования СО2 до метана, для осуществления которой с использованием обычных катализаторов необходимы температуры выше 200-300 °С.
При биохимическом гидрировании СО2 в первую очередь вступают в реакцию изотопно легкие молекулы, за счет чего образующийся метан облегчается, а остающаяся углекислота утяжеляется. Источников СО2 несколько, но основными являются два. Во-первых, известно, что в процессе погружения осадочных отложений исходное ОВ теряет значительное количество кислорода, переходящего в состав воды и СО2. Однако количество СО2 с глубиной увеличивается незначительно. Вторым источником СО2 может быть биохимическое окисление различных органических соединений в анаэробных условиях. Мысль о возможности микробиологического окисления нефтей Западной Сибири неоднократно высказывалась. Противники такой точки зрения в качестве возражения часто выдвигают то обстоятельство, что не сходится материальный баланс, т.е. количество продуктов окисления - смол и асфальтенов - гораздо меньше количества окисленной нефти. Однако этот факт не может служить серьезным аргументом, так как основными продуктами окисления являются СO2 и Н2O. В свою очередь, только часть образовавшегося СO2 в определенных условиях выпадает в виде карбонатов в зоне ВНК. Большая часть СO2 под действием бактерий метаногенов гидрируется до метана. Поэтому метанообразующие бактерии всегда находятся в симбиозе с углеводородоокисляющими [6]. Примечательно также то, что при давлении 15-20 МПа и выше метанообразующие бактерии жизнеспособны при температуре 95-100°С. Однако при снижении давления до 5 МПа они теряют свою биохимическую активность уже при 55-60 °С [1].
На возможность образования метана путем биохимического гидрирования углекислого газа указывают результаты распределения газов в нефтях Сургутского свода [10]. Была обнаружена устойчивая обратная связь между содержанием СО2 в нефтяных газах и плотностью нефти, что, по мнению авторов, свидетельствует об отсутствии процессов окисления последней. В то же время наблюдается существенное обогащение нефтей из приконтурной зоны метаном, хотя метан, как наиболее подвижный углеводородный газ, должен занимать сводовую часть залежи. По нашему мнению, два этих противоречивых, на первый взгляд, факта взаимосвязаны. Повышенная плотность нефтей является следствием активных биохимических процессов. Образующийся на ВНК углекислый газ гидрируется до метана, вызывая его увеличение в приконтурной зоне. В отличие от чисто химических процессов, скорость которых растет с увеличением температуры, интенсивность биохимических процессов проходит, через максимум, так как при температурах 70- 80 °С активность нефтяной микрофлоры резко снижается. Нефти легкие и парафинистые расположены в зонах повышенных температур, где затруднена жизнедеятельность нефтяной микрофлоры и, следовательно, переход углекислого газа в метан. Поэтому в таких нефтях углекислого газа больше, чем в тяжелых.
В пользу справедливости выдвигаемых положений свидетельствуют результаты измерения изотопного состава углерода карбонатного цемента в пределах залежи и вне ее. На материале Западной Сибири было показано [3], что по мере удаления от ВНК изотопный состав углерода карбонатного цемента постепенно утяжеляется. По нашему мнению, причина этого заключается в следующем. ВНК является наиболее биохимически активной зоной. Концентрация изотопно легкого СO2 здесь максимальна, поэтому образующийся карбонатный цемент также максимально облегчен. В процессе диффузионного рассеивания СO2 из зоны генерации (ВНК) часть его гидрируется до метана, за счет чего происходит утяжеление остающегося СO2 и, следовательно, выпадающего вдали от ВНК карбонатного цемента.
С позиций биохимического механизма образования метана становится понятным утяжеление его изотопного состава с глубиной. Экспериментально было показано, что мезофильные и термофильные группы метаногенов продуцируют метан существенно различного изотопного состава [7]. Метан, образующийся при повышенных температурах, значительно изотопно тяжелее метана низкотемпературного. Следовательно, с глубиной по мере увеличения температуры метанообразующие микроорганизмы будут генерировать метан, все более обогащенный тяжелым изотопом углерода.
Процесс биохимического метанообразования легко моделируется в лабораторных условиях. В качестве источника ОВ используются керн и горючие сланцы [2]. Известно также, что при метанообразовании генерируется незначительное количество более тяжелых углеводородных газов. В работе [13] было отмечено, что в поверхностных осадках найдены гомологи метана до С7 включительно, а также ненасыщенные соединения. В экспериментах с термофильной метанообразующей микрофлорой было показано, что наряду с метаном образуются тяжелые гомологи в количестве 10-2-10-3 % [7]. Возможно, в природных условиях с ростом температуры соотношение при синтезе между метаном и высшими гомологами изменяется в пользу последних, что отражается на уменьшении доли метана с глубиной.
На наш взгляд, интенсивность биохимических процессов обусловила закономерное утяжеление изотопного состава метана в ряду: газовые залежи, газонефтяные, нефтяные, газоконденсатные (см. табл. 1). В той же последовательности растут пластовая температура и глубина залегания. На глубинах около 1000 м в Западной Сибири встречаются только газовые и газонефтяные месторождения, причем газ в газовой шапке состоит практически из одного метана. В свете вышеизложенного этот факт вполне объясним. Низкие пластовые температуры благоприятствуют образованию метана, а его высокая биохимическая устойчивость способствует длительной сохранности. В таких условиях нефтяные залежи, наоборот, подвержены интенсивному биоразложению. Характерной особенностью сеноманских нефтей является отсутствие н-алканов и изопреноидов, что указывает на их биодеградацию. Образующийся СO2 гидрируется до метана, который формирует газовую шапку. Термобарические условия на этих глубинах не являются благоприятными ни для образования нефти, ни для сохранения нефтяных залежей. Немногочисленные залежи сеноманских нефтей, вероятнее всего, имеют вторичное происхождение. Густая сеть разломов на некоторых месторождениях, например Русском, делает такое предположение вполне обоснованным.
Однако вертикальная миграция, по-видимому, не имела широкого распространения. В пользу этого свидетельствуют результаты исследования состава изопреноидных УВ нефтей некоторых многопластовых месторождений. Отношение двух основных изопреноидных УВ - пристана к фитану (п/ф) - является генетическим параметром, на котором не сказываются процессы формирования залежей и преобразования нефтей в залежи. Близкие значения отношений п/ф нефтей и битумоидов из одновозрастных отложений свидетельствуют об их сингенетичности.
В табл. 2 приведены отношения п/ф в нефтях различных залежей Уренгойского и Новопортовского месторождений. Отношения п/ф, равные 2-3, типичны для битумоидов нижнесреднеюрских отложений Ямала. В то же время нефти, залегающие в основании юрских отложений, не содержат фитана и, следовательно, имеют свой совершенно отличный источник.
Отношения п/ф, равные 2-4, являются типичными для битумоидов из готерив-берриасских отложений севера Тюменской области. В этот диапазон укладываются нефти различных залежей Уренгойского месторождения. Отличием их от одновозрастных нефтей Широтного Приобья является высокое отношение п/ф. Для нефтей севера Западной Сибири оно больше 2, в то время как для нефтей центральных ее районов, как правило, ниже единицы. Отношение п/ф>2 там встречается только в нефтях тюменской свиты.
О незначительной роли процессов вертикальной миграции свидетельствует также достаточно четкая зональность размещения газов определенного изотопного и компонентного состава по глубине. Если бы вертикальные перетоки имели место, то в отложениях сеномана встречались бы изотопно тяжелые газы с повышенным содержанием гомологов метана. Эти явления широко распространены в таком тектонически активном районе, каким является Средняя Азия. Там на глубине 200-1000 м можно встретить газы, имеющие d13С - 36-45 ‰ с содержанием метана 40 % и ниже, и где гомологи метана преобладают над метаном [5, 8].
Аналогичные закономерности в изменении изотопного и компонентного состава газов обнаружены в Прикаспийской впадине [4], что авторы этой работы объясняют процессами сорбции и хроматографии по пути миграции УВ. Процесс биохимического образования газов авторы отвергают на том основании, что жизнедеятельность микроорганизмов, по их мнению, должна сопровождаться увеличением содержания СO2. Неверные представления о взаимоотношении СO2 и СН4 в пластовых условиях привели упомянутых авторов и к неверным выводам.
Таким образом, на основании закономерностей распределения нефтей и газов севера Тюменской области различного состава можно сделать следующие выводы.
1. Особенности компонентного и изотопного состава газов находят удовлетворительное объяснение, если допустить возможность биохимического гидрирования углекислого газа до метана в пластовых условиях.
2. Процессы вертикальной миграции не имели широкого распространения, и роль их, вероятно, ограничивается формированием сеноманских залежей нефтей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Владимирова Л.И. Биогенная генерация метана в различных термобарических условиях. - В кн.: Геохимические методы поисков нефти на Русской платформе. Саратов, 1980, с. 54.
2. Германов А.И., Борзенков И.А. Окислительно-восстановительные преобразования органических и минеральных компонентов - главный путь образования метана в подземной биосфере. - ЭИ ВИЭМС. Геол, методы поиск. и разв. м-ний нефти и газа, 1981, вып. 3, с. 10-19.
3.Голышев С.И., Черепнин А.В., Рожнев А.Н. Изотопный состав углерода и кислорода карбонатов нефтегазоносных отложений Западной Сибири. - Геохимия, 1981, № 8, с. 1216.
4.Иванов Г.И., Серебряков О.И. О природе газоносности осадочного чехла Прикаспийской впадины. Реф. сб. ВНИИГазпрома. Сер. геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний, 1979, № 10, с. 15-20.
5.Изотопы углерода в углеводородных газах Туркмении / В.Ф. Камьянов, Е.Д. Сынгаевский, В.С. Драгунская, В.К. Солодков. - Изв. АН ТССР. Серия физ.-техн., хим. и геол. наук, 1976, № 2, с. 76.
6.Кузнецов С.И., Иванов В.М., Ляликов Н. Н. Введение в геологическую микробиологию. М., изд-во АН СССР, 1962.
7.Лебедев В.С., Панцхава Е.С. Роль метаногенов в образовании углеводородов биосферы. - Тезисы докл. Всесоюз. совещ. по геохимии углерода. М., 1981, с. 168.
8. Нарижная В.Е. Геохимия природных газов Средней Азии. М., Недра, 1965.
9. О происхождении газов залежей севера Западной Сибири / Э.М. Прасолов, В.А. Лобков, О.Н. Яковлев, В.В. Тихомиров. - Тезисы докл. VII Всесоюз. сими, по стабильным изотопам в геохимии. М., 1978, с. 9.
10. Рыльков А.В., Матусевич В.М. Геохимия нефтей и битумоидов верхнеюрских и нижнемеловых отложений Тюменской области. - Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981, вып. 34,. с. 1-157.
11. Belyaev S.S., Laurinavichus К.S. Microbiological formation of metane in marine sediments. Environ. Biochem. and Geomicrobial. Proc. 3 rd. Int. Symp., Wolfenfuttel, 1978, v. 1, Ann. Arbor, Mich., p. 323.
12. Peters К.E., Rochrback B.L., Kaplean I. R. Carbon and hydrogen Stable isotope variations in kerogen during Laboratory simulated termal maturation. - AAPG Bull., 1981, v. 65/3, p. 501.
13. Whelan I. K., Hunt J. Volatile С1-C7 organic compounds in surface sediments from Walvis Bay. - Geochim. et cosmochim. acta, 1980, v. 44, p. 1167.
Поступила 7/VI 1982 г.
Таблица 1 Изотопный состав метана в зависимости от фазового состояния залежей севера Тюменской области
|
Тип залежи |
Глубина залегания, м |
d13С, ‰ |
Содержание метана, % |
Пластовая температура, °С |
|
Газовая |
1049 |
56,0 |
97 |
31 |
|
Газонефтяная |
1008 |
49,7 |
97 |
24 |
|
Нефтяная |
2800 |
43,5 |
79 |
72 |
|
Газоконденсатно-нефтяная |
2504 |
41,9 |
76 |
80 |
|
Газоконденсатная |
2870 |
40,8 |
66 |
81 |
Таблица 2 Отношение п/ф в нефтях Новопортовского и Уренгойского месторождений
|
Площадь |
Скважина |
Глубина перфорации, м |
Отношение п/ф |
|
Новопортовская |
84 |
1894-1904 |
2,6 |
|
« |
83 |
2037-2045 |
2,3 |
|
|
83 |
2660-2670 |
2,7 |
|
« |
107 |
2698-2712 |
>15 |
|
Уренгойская |
70 |
2675-2680 |
3,6 |
|
« |
123 |
2736-2743 |
2,9 |
|
« |
44 |
2832-2837 |
2,9 |
|
« |
133 |
3105-3111 |
3,2 |
|
« |
95 |
3555-3572 |
3,1 |
|
« |
95 |
3650-3660 |
4,1 |
|
« |
274 |
3644-3660 |
6,1 |
Рисунок Зависимость изотопного состава углерода метана природных газов Западной Сибири от глубины их залегания.
Газы: 1 - севера Западной Сибири, 2 - Среднего Приобъя