К оглавлению

УДК 550.4:553.982:551.762.3(571.1)

Изменение состава и свойств нефтей верхнеюрских отложений месторождений Западной Сибири

М. Ю. Зубков, В. А. Ершов, В. С. Носова (СибНИИНП)

В настоящее время наиболее перспективными объектами для поиска и разведки нефтяных месторождений являются юрские горизонты месторождений Западной Сибири. С этой целью были изучены состав и свойства флюидов верхнеюрских горизонтов Западно-Сибирского региона.

Распределение аналитических исследований выглядит следующим образом: Среднеобская нефтегазоносная область - около 10 месторождений в Сургутском районе и примерно 35 в Нижневартовском; Каймысовская область - 3 месторождения в Демьянском районе, около 10 в Каймысовском и 6 в Межовском; Пайдугинская область - 4 в Сильгинском районе; Васюганская область - 4 в Пудинском районе, 8 в Васюганском и около 15 в Александровском. Меньшим числом анализов нефтей охарактеризованы северные области: так, в Пурпейском районе 4 месторождения, в Надымском - 2, в Тазовском - 3 и Нурминском - 1.

Исследованы компонентный состав пластовых флюидов, плотность, содержание серы, смол, асфальтенов и парафинов.

На основе имеющихся материалов были составлены соответственно пять схем (рис. 1).

Характер изменения плотности верхнеюрских нефтей довольно закономерен: отмечается постепенное ее уменьшение с запада на восток и к северу (см. рис. 1, А). Самые тяжелые нефти (до 888 кг/м³) встречены к югу от Сургутского свода (Юганская мегавпадина, локальные участки в северной части Нижневартовского свода) и на Холмогорском куполовидном поднятии, самые легкие (750-790 кг/м³, по существу, это уже конденсаты)- на востоке (Ярайнерское куполовидное поднятие, Парабельский мегавал, Таволгинский структурный нос).

Содержания серы в верхнеюрских нефтях имеют сходное с плотностями распределение (см. рис. 1, Б). Самые сернистые нефти (1-1.6 %) находятся в южной части Сургутского свода и Юганской мегавпадины, а также на севере Нижневартовского свода и Айка-Еганского куполовидного поднятия. Нефти северных и восточных частей рассматриваемой территории- малосернистые (в среднем 0,1- 0,4%).

Изменение содержания смол в верхнеюрских нефтях в целом сходно с изменениями их плотностей и сернистости (см. рис. 1, В). Однако концентрация смол варьирует гораздо в большей степени, чем серы, - от 1,2 до 15.6%. Кроме того, имеются некоторые региональные отличия в распределении смол на рассматриваемой территории. Так, максимальные содержания смол (до 15,6%) отмечены к юго-западу от Верхнедемьянского мегавала. Повышенной смолистостью отличаются нефти на юге Нижневартовского свода и Александровского мегавала, в юго-восточной части Сургутского свода, на севере Нижневартовского свода и на юго-востоке Холмогорского куполовидного поднятия. Малосмолистые нефти (1,6-4 %) обнаружены на севере и в восточной части рассматриваемого региона (1,2- 5 %). Локальное снижение количества смол в нефтях отмечается в северо-восточной части Сургутского свода и северо-западной Айка-Еганского куполовидного поднятия, а также в центре Нижневартовского свода.

Наличие асфальтенов в верхнеюрских нефтях также сходно с распределением смол и плотности, т.е. содержание асфальтенов увеличивается с востока на запад в районе Широтного Приобья и уменьшается в северной части провинции (см. рис. 1, Г). Однако локальное распределение количества асфальтенов имеет некоторые особенности. Так, максимальные их содержания встречены на южном погружении Сургутского, Нижневартовского сводов и Юганской мегавпадины (до 4 %), к юго-западу от Верхнедемьянского мегавала (3,3 %) и на юго-западном погружении Пудинского мегавала (до 4,3 %); минимальные - на севере (0,2-0,6%), на востоке (0,3-0,5%) и в южной части Таволгинского структурного носа (0,1 %).

Характер распределения парафинов в верхнеюрских нефтях противоположен рассмотренным выше (см. рис. 1, Д). Действительно, с запада на восток и к северу провинции отмечается увеличение содержания парафинов от 1 до 18%. Максимальные значения их установлены в южной и восточной частях Средневасюганского мегавала (15-18 %), в центре Нижневартовского свода, на Окуневском куполовидном поднятии (до 8,7 %), на севере Ай-Тульского вала (от 4 до 10,8 %), в центральной части Пудинского мегавала (до 7,7%); минимальные - отмечаются в западной и юго-западной частях провинции: на юге Сургутского свода и Юганской мегавпадины, на южном и юго-западном погружениях Нижневартовского свода, Верхнедемьянском мегавале и Каймысовском своде, Верхнетарском и Таволгинском структурных носах.

На основании сказанного выше можно отметить, что в основном нефти верхнеюрских горизонтов отличаются от нефтей вышележащих горизонтов нижнемелового отдела более высокой газонасыщенностью, меньшим содержанием серы, смол, асфальтенов, парафинов, большим выходом легких фракций; верхнеюрские нефти более метаморфизированы, подвергались значительным катагенетическим изменениям.

Действительно, анализ компонентного состава верхнеюрских нефтей (см. таблицу) показал, что существует отрицательная связь между молекулярной массой нефтей и пластовыми температурами, что, по-видимому, зависит от процессов естественного крекинга и температурной деструкции нефтей. Для анализа использовались в основном нефти Сургутского и Нижневартовского районов, характеризующиеся близким типом исходного ОВ.

Исследование отдельных алканов (нормальных, изо- и циклоалканов) и пластовой температуры показало положительную связь между температурой и наличием метана и этана. Содержание пропана не зависит от температуры, а, начиная с бутана и далее к более высокомолекулярным алканам, намечается слабая отрицательная связь их количества с температурой (рис. 2). Величина отклонений, по-видимому, обусловлена различиями исходного ОВ, его концентрации и степени эмиграции подвижных УВ.

Температура - наиболее существенный фактор в преобразовании исходного ОВ и интенсивности нефте- и газообразования. По имеющимся данным (Геология нефти и газа Западной Сибири/А. Э. Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов и др. М., Недра, 1975.), коэффициент корреляции между этими величинами превышает 0,8. Поэтому нами была составлена карта современных температур в верхнеюрских отложениях (см. рис. 2). При сравнении распределения температур с физико-химическими свойствами верхнеюрских нефтей (плотность, содержание смол, серы, асфальтенов и парафинов) выявляются некоторые закономерности (см. рис. 1, 2). В целом по провинции плотность, содержание смол, серы и асфальтенов с повышением температуры уменьшаются. Особенно хорошо это показано на примере зоны пониженных температур, распространяющейся от южной части Сургутского свода через Юганскую мегавпадину до Верхнедемьянского мегавала. Содержание парафинов обусловлено температурой. Так, в восточной части Средневасюганского мегавала обнаружены высокопарафинистые нефти (до 18,7%), здесь же проходят геоизотермы 100 °С. В центральной части Нижневартовского свода встречены нефти с концентрацией парафинов 4,3 %, указанная область оконтуривается геоизотермой 100°С. Это может быть связано отчасти с более интенсивным переходом смол и асфальтенов в нерастворимое состояние (кероген).

Другая интересная особенность в распределении обсуждаемых компонентов заключается в том, что парафинистые (от 4 до 18 %, см. рис. 1, Д) нефти концентрируются, как правило, в самых верхних частях сводов и куполовидных поднятий: на севере Сургутского свода (Ягунское куполовидное поднятие), в центре Нижневартовского свода (Черногорский вал, Самотлорское куполовидное поднятие), в северной части Ай-Тульского и в южной Средневасюганского валов (Мыльджинский вал), в центре Пудинского мегавала (Пудинское куполовидное поднятие), на востоке Каймысовского свода (Нововасюганский вал), на Окуневском куполовидном поднятии в южной части Александровского мегавала (Криволуцкий вал).

Малопарафинистые нефти (среднее содержание 1-2 %) расположены на склонах сводов, мегавалов, куполовидных поднятий и во впадинах (мегапрогибах).

Для северной части провинции подобную закономерность в распределении парафинов в верхнеюрских нефтях установить не удалось, что связано с малым числом анализов нефтей.

Распределение смол и асфальтенов в верхнеюрских нефтях носит обратный характер, причем наиболее ясный и однозначный для асфальтенов (см. рис. 1, Г). Нефти с максимальным содержанием асфальтенов (в среднем 2-4 %) встречены именно на склонах (южные склоны Сургутского и Нижневартовского сводов, юго-западный склон Александровского мегавала) и во впадинах (Юганская мегавпадина), с низким (0,4-0,8%)-в верхних частях сводов, выступов и куполовидных поднятий.

Обогащение нефтей асфальтенами и смолами на склонах поднятий возможно благодаря окислению нефтей в зоне ВНК или биологической трансформации. Кроме того, возможно обычное гравитационное расслоение УВ.

Можно предположить, что при латеральной миграции микронефти происходило ее фракционирование подобно тому, как это наблюдается в хроматографической колонке: наиболее тяжелые и большеразмерные молекулы смол и асфальтенов малоподвижны, поэтому они оставались на месте либо мигрировали на небольшие расстояния, в то время как более легкие компоненты накапливались в сводах поднятий. По рельефу изолиний содержания асфальтенов можно судить о направлениях миграции нефти, что может, по-видимому, служить геохимическим критерием при выявлении перспективных на нефть областей.

Районы, из отложений которых нефть мигрировала (максимальное содержание асфальтенов), вероятно, малоперспективны либо содержат тяжелую малоподвижную нефть (р>880 кг/м³).

Из вышеизложенного следует, что легкие газообразные компоненты эмигрировали с запада на восток и с юго-запада на северо-восток и восток. Из Юганской мегавпадины миграция происходила на север (Сургутский свод), северо-восток (Нижневартовский свод), восток (южная часть Нижневартовского свода и Александровского мегавала), юго-восток (Средневасюганский мегавал), и частично на юг (Каймысовский свод).

Сделанные выводы подтверждаются данными об изменении литологического состава пород васюганской свиты. В западном направлении пласт Ю₁ глинизируется и, как следствие, сильнее уплотняется, что, в свою очередь, приводит к отжатию флюидов преимущественно в восточном и северо-восточном направлениях.

Поступила 3/V 1982 г.

Таблица Компонентный состав пластовых нефтей Юрских отложений

Месторождение	Азот	Двуокись углерода	Метан	Этан	Пропан	Изобутан	н-Бутан	Изопентан	н-Пентан	Циклопентан+2,3-диметилбутан	2-Метилпентан	З-Метилпентан	н-Гексан	Метилциклопентан	2,2+2,4-Диметилпентаны	Циклогексан	2-Метилгексан	3-Метилгексан+ +2,3-диметилпентан	1, транс-2- + 1, транс-3-Диме тилциклопентаны	н-Гептан	Метилциклогексан	Остаток	Молекулярная масса пластовой нефти
Самотлорское	0,78	0,22	27,37	2,36	5,00	2,01	3,88	1,99	2,38	0,27	1,13	0,63	1,71	1,53	0,04	0,50	0,52	0,78	0,86	1,36	1,23	43,45	128
Ватинское	0,63	0,77	24,14	5,13	8,20	1,47	5,41	1,90	3,54	0,24	1,13	0,66	2,30	1,07	0,02	0,57	0,35	0,55	0,39	1,47	1,07	38,99	113
Варьеганское	0,98	0,43	47,94	6,17	8,84	1,75	5,17	1,56	2,42	0,21	0,70	0,49	1,25	0,91	0,02	0,53	0,25	0,36	0,42	0,80	0,84	17,96	63
Северо-Варьеганское	0,67	0,37	36,20	7,37	10,51	1,64	5,86	1,63	2,75	0,22	0,78	0,57	1,53	1,01	0,02	0,64	0,28	0,41	0,48	0,96	1,08	25,02	78
Аганское	0,67	0,48	28,40	4,34	7,82	1,75	5,20	1,82	2,97	0,19	1,29	0,68	1,95	1,15	0,01	0,53	0,52	0,59	0,75	1,31	0,77	36,81	108
Первомайское	0,63	0,26	17,09	1,78	3,94	1,61	3,74	2,28	2,94	0,31	1,41	0,75	2,01	1,68	0,07	0,51	0,44	0,61	0,77	1,66	1,30	54,21	149
Правдинское	0,63	0,59	26,74	6,27	8,71	1,12	4,99	1,62	3,17	0,18	0,95	0,61	2,03	0,63	0,04	0,51	0,38	0,52	0,28	1,57	0,56	37,90	116
Покомасовское	0,49	0,40	27,44	3,42	6,76	1,39	4,34	1,47	2,35	0,18	0,78	0,46	1,48	0,70	0,02	0,36	0,29	0,40	0,30	1,00	0,52	45,45	108
Салымское	0,20	1,65	38,40	10,44	7,89	1,05	3,76	1,16	2,12	0,09	0,68	0,40	1,50	0,35	0,03	0,42	0,35	0,45	0,16	1,15	0,60	27,10	87
Южно-Сургутское	0,20	0,18	17,19	3,24	7,43	1,41	4,52	1,81	2,78	0,21	1,02	0,59	2,10	0,76	0,05	0,57	0,50	0,68	0,41	1,74	0,82	51,79	160
Восточно-Сургутское	0,85	0,34	25,76	3,61	7,80	1,41	5,46	1,93	3,13	0,25	1,14	0,71	2,21	1,14	0,08	0,51	0,94	1,28	0,58	1,98	0,72	38,17	129
Вахское	0,78	0,23	23,20	3,08	6,90	1,90	6,54	2,47	3,64	0,43	1,40	0,85	2,51	2,06	0,03	0,97	0,87	1,36	1,19	2,08	2,08	35,43	128
Большекотухтинское	0,75	0,33	32,68	4,90	10,03	1,63	5,80	1,75	2,99	0,30	0,88	0,54	1,67	1,00	0,03	0,64	0,33	0,49	0,51	1,19	0,99	30,57	105
Стрежевое	0,79	0,14	26,96	2,03	3,26	1,30	3,00	1,80	2,24	0,24	1,15	0,72	1,74	1,60	0,06	0,48	0,78	1,16	1,01	1,49	1,28	46,77	138
Коголымское	0,79	0,39	29,60	3,70	7,99	1,61	5,34	1,88	2,88	0,35	1,05	0,73	1,81	1,44	0,02	0,75	0,35	0,58	0,82	1,22	1,32	35,38	107

Примечание. Данные компонентного состава представлены средними значениями по горизонту (%).

Рис. 1. Схемы регионального изменения плотности нефтей, кг/м³ (А), сернистости, % (Б), смолистости, % (В), содержания асфальтенов, % (Г) и парафинов, % (Д).

а - тектонические элементы (мегавалы): I - Медвежий, II - Часельский, X - Александровский, XI - Верхнедемьянскнй, XIII - Средневасюганский, XIV - Пудинский; своды: III -Северный, V - Сургутский, IX - Нижневартовский, XII - Каймысовский; куполовидные поднятия: IV- Холмогорское, VI - Айка-Еганское; валы: VII - Варьеганский, VIII - Ай-Тульский; структурные носы: XV - Таволгинский, XVI - Верхнетарский

Рис. 2. Карта изотерм (°С) современных температур верхнеюрских отложении.

Усл. обозн. см. на рис. 1