|
УДК 553.98:550.4 |
О связях и закономерностях изменения углеводородного и изотопного состава газов и нефтей в связи с решением геологических задач
А. С. ПЕРЕХОДА (СевКзвНИИГаз)
Вопрос о связях и закономерностях изменения углеводородного и изотопного состава газов и нефтей изучался многими исследователями [1-5,7-9]. Однако характер этих связей выяснен еще не до конца. Одни [1,3] считают, что эти данные можно использовать для определения генезиса, другие [8] отмечают, что без учета ряда геологогеохимических факторов выводы противоречивы.
В целях дальнейшего изучения рассматриваемого вопроса автором проанализирован многочисленный фактический материал по изотопным исследованиям углерода в различных нефтегазоносных бассейнах мира. На ЭВМ проведена математическая обработка данных по изотопному и углеводородному составу газов и нефтей Среднекаспийского бассейна, а также модельных газоконденсатных систем. Составлены графики зависимости изотопии углерода жидких и газообразных УВ от ряда их физико-химических параметров и глубины залегания (рис. 1). Наиболее четкая связь изотопного состава УВ прослеживается с такими параметрами, как глубина залежей, содержание гомологов метана в свободных и попутных газах, метановая фракция УВ и бензиновая фракция нефтей. Впервые установлено, что эта зависимость не прямолинейная, как считалось ранее, а параболическая: у=Ах2+Вх+С, где у - изотопия УВ, х - значение упомянутых выше параметров, А, В, С-постоянные коэффициенты.
Характерно, что параболическая зависимость изотопии УВ метана от содержания его гомологов отмечается и при дифференциации модельного газоконденсатного флюида (см. рис. 1 ,А), но отличается от указанной лишь величиной коэффициентов. Аналогичная связь прослеживается также между изотопией углерода, гомологами метана и отношением С5+6/С7+8, с одной стороны, и давлением модельных газоконденсатов, с другой (см. рис. 1, В).
На графике (см. рис. 1,5) [1] (где автором настоящей статьи проведена осредняющая кривая) показано, что для газов как газовых и газоконденсатных залежей (верхний график), так и нефтегазовых месторождений (нижний) юга Русской платформы отмечается параболическая зависимость между изотопией углерода метана и глубиной залегания. Однако упомянутыми исследователями почему-то не было обращено на это внимание. Изотопный состав нефтей Среднекаспийского бассейна с глубиной незначительно возрастает. На глубине 5000 м наметилось (по единичному анализу) некоторое его облегчение (см. рис. 1, Г). Однако следует признать, что упомянутая зависимость здесь выражена слабо. Более четкая связь для нефтей этого бассейна отмечается между изотопией и содержанием в них метановых УВ (см. рис. 1, Г).
Результаты составления аналогичных графиков по данным из других нефтегазоносных регионов мира [2, 4] показывают, что упомянутая выше зависимость характерна также для пластовых газов и нефтей Пермского Приуралья (рис. 2, А-3), Северной Америки, Прикаспийской впадины и даже газов, адсорбированных из каменных углей западных районов ФРГ (рис. 3), а также для ОВ Пермского Приуралья (см. рис. 2, И) и Сибирской платформы (см. рис. 2, К). Параболическая зависимость изотопии углерода нефтей Пермского Приуралья от глубины залегания прослеживается несколько отчетливей, чем для нефтей Среднекаспийского бассейна. На графиках (см. рис. 2) показано, что параболическая зависимость с глубиной нахождения залежей газа становится одинаковой как для углерода метана, так и для углерода всей газовой смеси. Характерно, что инверсия изотопного состава газов во всех регионах происходит практически на одной и той же глубине (в интервале 2200- 2500 м).
Следует отметить, что на инверсию изотопного состава газов на глубине 2500 м (что примерно совпадает с результатами упомянутых выше графических построений) ранее указывал Э.М. Галимов (1968). Он предположил, что с этой глубины начинает проявляться влияние механизма изотопного обмена в неорганической системе СО2-СН4. Однако по результатам наших исследований по Предкавказью отмечается, что на указанной глубине и ниже располагаются главные зоны нефте- и газообразования [6].
Чем же обусловлена названная выше зависимость и какова ее геологическая интерпретация? Попытаемся дать ответ на этот вопрос на основе геологических представлений о процессах генерации, миграции и аккумуляции УВ и известных экспериментальных исследований и теоретических разработок [2, 9]. Известно, что на изотопный и углеводородный состав газов влияют разные факторы, в том числе такие, как давление, температура, условия миграции и др., которые приводят к разделению и перераспределению легких и тяжелых изотопов углерода. Газ, по сравнению с нефтью, более миграционный флюид и, попадая в разные термобарические условия, довольно заметно меняет при этом свой углеводородный и изотопный состав. Однако, на наш взгляд, эта геологическая особенность природного газа в должной мере не учитывается многими исследователями при интерпретации результатов изотопных исследований.
Основной процесс нефтегазообразования в условиях Среднекаспийского бассейна происходит на глубинах, превышающих 2000 м [6]. Отсюда образовавшийся или выделившийся из нефти газ мигрирует вверх по восстанию пластов, трещинам и разрывам. При движении газа в свободном состоянии в водной среде пласта по мере снижения пластового давления и температуры из него начинают выпадать гомологи метана. Сумма тяжелых УВ в газе постепенно уменьшается (см. рис. 1 ,А). При этом утяжеляется его изотопный состав. Это происходит благодаря: 1) молекулярному перераспределению изотопов углерода и 2) первоочередному растворению в воде углерода 12С.
На графике зависимости содержания гомологов метана от глубины залегания газа (см. рис. 1, А) четко выделяются две части кривой: нижняя - пологая и верхняя - крутая. Граница между ними проходит на глубине 2200-2300 м. На нижнем участке кривой из газа выделился основной объем гомологов метана (от 50 до 17 %). Этот участок усиленного выделения гомологов метана соответствует отрезку кривой графика зависимости изотопии газа от глубины, в пределах которого происходит утяжеление изотопного состава газа. Глубина (2200-2300 м) раздела пологого и крутого участков кривой первого графика соответствует началу инверсии изотопного состава газа второго графика (см. рис. 1, А). На этой глубине в условиях Среднекаспийского бассейна температура равна 90 °С. Дальнейшая миграция газа, в значительной степени освобожденного от гомологов метана, происходит в условиях сравнительно низких пластовых давлений и температуры. В такой обстановке миграции и изменения углеводородного состава газа затухает процесс молекулярного перераспределения изотопов. Кроме того, в воде начинает растворяться и углерод 13С. Все это ведет к относительному увеличению содержания в газе легкого изотопа. В результате, начиная с указанной глубины, происходит изотопное облегчение газа при продолжающемся процессе его метанизации. Обе кривые на рассматриваемых графиках показывают, что на конечном пути миграции, т.е. в приповерхностной зоне разреза нефтегазоносного бассейна, газ становится практически чисто метановым и одновременно приобретает легкий изотопный состав. Надо полагать, что в верхней части разреза нефтегазоносного бассейна изотопное облегчение миграционного газа усиливается благодаря его смешиванию с газом биогенного генезиса.
Разная степень смешивания и неодинаковые условия миграции служат причиной нахождения здесь газов с различным углеводородным и изотопным составом. На это указывает большой разброс точек на графиках зависимости изотопии газов от глубины (см. рис. 1, 2). Отсюда следует, что в верхней части разреза нефтегазоносного бассейна встречаются газы разного генезиса, но с одинаковым изотопным составом и отличить их друг от друга затруднительно.
Интерполируя кривые графиков зависимости изотопии углерода газа от глубины и содержания в нем тяжелых УВ, можно предположить, что на глубинах 6-7 км залегают газы с легким изотопным составом и одновременно с большим содержанием в них тяжелых УВ. Такой изотопный и углеводородный состав характерен для газов, растворенных в нефти, и газов, полученных в результате деструкции нефти [2]. Отсюда следует вывод, что в Среднекаспийском бассейне на этих глубинах все еще могут встречаться нефтяные залежи.
Выводы
1. Изотопный состав углерода газов и нефтей имеет непосредственную параболическую связь с их углеводородным составом, и изменение первого происходит в строгом соответствии с изменением второго как в самих залежах, так и в процессе миграции флюидов по пластам и плоскостям разрывов. Инверсия изотопного состава газов во всех регионах мира происходит практически на одной и той же глубине.
2. УВ и ОВ имеют идентичный характер зависимости изотопии углерода от глубины залегания, что может указывать на их генетическое родство.
3. Данные изотопных исследований могут быть использованы для решения геологических задач только в комплексе с материалами по геологии и истории развития региона и по углеводородному составу газов и нефтей. Основной из них является расшифровка условий формирования залежей газа и нефти.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Алексеев Ф.А., Динисенко В.Е. О роли биохимических процессов при образовании нефти и газа. - Изв. вузов. Геология и разведка, 1977, № 9, с. 51-59.
2. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.
3. Изотопный состав углерода природных газов как источник информации об условиях их образования и формирования залежей / Ф.А. Алексеев, В.С. Лебедев, Т.А. Крылова и др. - В кн.: Генезис углеводородных газов и формирование месторождений. М., 1977, с. 75-89.
4. Об изотопном составе углерода рассеянного органического вещества палеозойских и верхнепротерозойских отложений Сибирской платформы / Т.К. Баженова, Д.А. Биккенина, Л.Н. Илюхин и др. - В кн.: Органическое вещество в современных и ископаемых осадках (седикахиты). М., 1979, с. 95-96.
5. О формировании зон нефтегазонакопления в пределах Среднекаспийского бассейна по данным изотопного состава углерода нефтей / Э.М. Галимов, А.А. Геодекян, Л.В. Галимова и др. - Геохимия, 1975, № 7, с. 963-979.
6. Перехода А.С. Глубинная зональность образования и накопления углеводородов в мезозойских отложениях Восточного Предкавказья. - Геология нефти и газа, 1978, № 11, с. 43-49.
7. Перехода А.С. Условия формирования газовых залежей Ставропольского свода в свете данных по изотопии углеводородов. VIII Всесоюзн. симпозиум по стабильным изотопам в геохимии. 11-14 ноября 1980 г. М., .1980, с. 351-352.
8. Стефаник Ю.В. Геологическая информативность изотопного состава 12С/13С нефтяных углеводородов.-В кн.: Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. Киев, 1975, с. 169-172.
9. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Крылова Т.А. Геохимические критерии оценки условий формирования газоконденсатных залежей.- Геология нефти и газа, 1978, № 2, с. 30-38.
Поступила 19/VII 1982 г.
Рис. 1. Графики зависимости изотопии углерода жидких и газообразных УВ Предкавказья (А), юга Русской платформы (Б), Среднекаспийского бассейна (Г) и модельных газоконденсатов (В) от их физико-химических параметров и глубины залегания (по данным [1, 5, 9], Т.А. Крыловой, 1970; В.С. Лебедева, 1974 и автора).
1 - природные газы; 2 - модельные газоконденсатные системы [1]
Рис. 2. Графики зависимости изотопии углерода УВ и ОВ Пермского Приуралья (А-И) и Сибирской платформы (К) от их физико-химических параметров и глубины залегания (по данным [2,4])
Рис. 3. Графики зависимости изотопии углерода метана газов Северной Америки (А), Прикаспийской впадины (Б) от глубины их залегания и западных районов ФРГ (В) от содержания метана в газах (по данным [2]).
1 - число образцов