К оглавлению

УДК 553.982:550.4(470.13)

Генетические особенности нефтей Тимано-Печорской провинции

Т. А. БОТНЕВА, Н. С. ШУЛОВА (ВНИГНИ)

В пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) продуктивность пород установлена почти по всему разрезу осадочного чехла - от ордовикских до триасовых включительно. Отличительная особенность нефтей этой НГП - большое разнообразие их свойств и состава, которые существенно меняются как по всему стратиграфическому разрезу, так и в отдельных нефтегазоносных комплексах (НГК). Одни исследователи считают, что это обусловлено в первую очередь генетическими причинами, а именно генерацией нефтей в различных НГК [1, 2, 8]. При этом они учитывают и вторичные изменения нефтей в результате воздействия гипергенных, катагенных, миграционных и других факторов; другие объясняют различия в составе нефтей этого региона в основном их вторичными превращениями [5, 6, 7].

В связи с этим необходимо было установить источники генерации УВ всего разреза Тимано-Печорской НГП. Этот вопрос имеет принципиальное значение для суждения о формировании здесь зон нефтегазонакопления и залежей в них, приуроченных к различным структурным подразделениям.

Проведенные в других регионах геохимические исследования показали, что генетические различия нефтей четко отражаются в особенностях структур парафиновых, нафтеновых и ароматических УВ [3]. Так, в парафиновых цепях парафино-нафтеновой фракции отмечаются разные количественные соотношения длинных и коротких цепей и СН₂- и СН₃-групп, неодинаковая степень разветвленности цепей. Т.А. Ботневой для генетической типизации нефтей был предложен коэффициент Ц, характеризующий соотношение СН₂- групп в длинных (четыре и более) и коротких (две и менее) цепях. Он позволил выделить разные генетические типы нефтей в различных НГП. В ряде регионов хорошими генетическими показателями являются особенности структуры нафтеновых УВ (количественные соотношения моно-, би-, три-, тетра- и пентациклических нафтенов) и ароматических УВ (суммарное содержание ароматических ядер в нафтеноароматической фракции и соотношение бензольных, нафталиновых и фенантреновых УВ). В последнее время было показано, что генетические особенности нефтей отражаются и в количестве и соотношении сераорганических соединений - тиофенов. Все эти показатели характеризуют углеродный скелет гибридной молекулы, который наследуется нефтью от исходного материнского ОВ. Именно им определяется генетический тип нефти [3]. В принципе, каждая нефтематеринская порода характеризуется присущими только ей особенностями состава исходного ОВ - специфическими «генами». Они прежде всего отражаются в структуре углеродного скелета молекул и наследуются нефтями. В дальнейшем они определяют и весь облик нефти, а также масштабы и особенности вторичных их изменений в зонах гипергенеза и катагенеза.

Различия нефтей, генерированных неодинаковыми материнскими породами, могут быть обусловлены не только тем, что эти породы содержали разные фациально-генетические типы ОВ, например, сапропелевое, сапропелево-гумусовое и т. д. Как показали проведенные исследования, ОВ одного и того же фациально-генетического типа (например, сапропелевое) может генерировать нефти разных генетических типов, если материнские породы формировались в разных бассейнах седиментации.

ОВ материнских пород, образовавшихся в одних и тех же фациальных условиях, вероятно, не будет иметь абсолютно идентичный состав, если их формирование происходило в разных бассейнах седиментации и в разное геологическое время.

Набор генетических критериев, характеризующих углеродный скелет молекулы, может меняться в зависимости от специфики исходного ОВ нефтематеринской породы в конкретном бассейне седиментации. Одними из показателей, зависящих от геохимических особенностей осадконакопления в каждом бассейне (впоследствии и в зоне генерации), являются количество и соотношение ванадиловых и никелевых порфириновых комплексов. Содержание и соотношение их в нефтях одного и того же стратиграфического подразделения могут существенно изменяться в разных бассейнах седиментации. Изучение генетических особенностей нефтей было проведено по комплексной методике ВНИГНИ, включающей определение структурных характеристик парафиновых, нафтеновых и ароматических УВ (спектральные и масс-спектральные анализы) и металлопорфириновых комплексов.

При исследовании нефтей из ордовикско-нижнедевонского, среднедевонско-нижнефранского, верхнефранско-турнейского, визейско-нижнепермского и верхнепермско-триасового НГК было выделено пять генетических типов.

Нефти I генотипа залегают в ордовикско-силурийских отложениях. Наиболее характерные особенности их - высокие, значения коэффициента Ц (23,4), преобладание бициклических нафтенов над моноциклическими, очень высокое суммарное содержание ароматических ядер (SС-50 %), отсутствие ванадиловых порфиринов (табл. 1).

Нефти II генотипа обнаружены в силурийско-нижнедевонских отложениях. В них зафиксировано преобладание моноциклических нафтенов над бициклическими, низкое суммарное содержание ароматических ядер (16 %), очень слабая степень разветвленности парафиновых цепей.

Нефти III генотипа приурочены к среднедевонско-нижнефранским отложениям. Для них характерно равное содержание моно- и бициклических нафтенов, значительное преобладание бициклических над трициклическими нафтенами, высокая степень разветвленности парафиновых цепей, специфический состав тиофенов. Следует отметить, что нефти III. генотипа наряду с общими для всех нефтей особенностями состава имеют и некоторые различия в зависимости от их тектонической приуроченности. Так, в Ижма-Печорской впадине и на Колвинском мегавалу они отличаются по содержанию и составу ароматических УВ (соответственно 22 и 31,7%, соотношение бензольных и нафталиновых УВ 1,7 и 1,2), а также по величине коэффициента Ц (6,9-11,3; 12,6-16,3). Эти данные указывают на то, что нефти III генотипа образовались в разных зонах генерации, где ОВ наряду с общими чертами имело и специфические различия.

Нефти IV генотипа залегают в верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях (верхнефранско-турнейский комплекс). Они отличаются от нефтей других генотипов структурой парафиновых цепей: очень высоким содержанием СН₂-групп в длинных цепях, преобладанием СН₂-групп над СН₃-группами, низкой степенью разветвленности парафиновых цепей. Коэффициент Ц повышен (19,6). Для этих нефтей характерно низкое содержание ванадиловых порфиринов.

Нефти V генотипа обнаружены в визейско-нижнепермских отложениях. Особенностью их являются очень низкие значения коэффициента Ц (в среднем 7,2), повышенное содержание ароматических структур и ванадиловых порфиринов, высокая концентрация сернистых соединений, которые представлены в отличие от нефтей других генотипов всеми тремя типами тиофенов (бензо-, дибензо- и нафтобензотиофенами).

Исходное ОВ неоднотипно на всей территории Тимано-Печорской НГП, на что указывают различия нефтей Ижма-Печорской впадины, вала Сорокина и Колвинского мегавала. Средние значения Ц для нефтей этих тектонических элементов - соответственно 5,2, 5,7, 9,9. В нефтях первого преобладают нафталиновые УВ, а в остальных - фенантреновые. Приведенные данные свидетельствуют о том, что в пределах Тимано-Печорской НГП существовало несколько зон генерации, ОВ в которых было неодинакового состава. Однако, несмотря на это, в разных зонах генерации для нефтей V генотипа отмечается и ряд общих свойств в структуре УВ, отмеченных выше.

Нефти указанных генотипов в основном сингенетичны вмещающим отложениям. Однако в отдельных залежах по комплексу генетических показателей обнаружены нефти в эпигенетичном залегании (табл. 2). Так, в фаменских карбонатных отложениях на Западно-Тэбукском месторождении присутствуют нефти III генотипа, для которых нефтематеринской была среднедевонско-нижнефранская терригенная толща. Их принадлежность к III генотипу была установлена по структуре парафиновых цепей (S СН₂/S СН₃), содержанию и составу ароматических УВ (SС, С_б/С_н), соотношению би- и трициклических нафтенов (БНУ/ТрНУ), составу тиофенов. Этот вывод согласуется с представлениями З.В. Якубсон и др. [9]. Аналогично было определено эпигенетическое залегание нефти III генотипа в фаменских породах Возейского и Харьягинского месторождений.

Исследования легкой нефти из каменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения позволили нам сделать вывод, что она идентична нефти III генотипа. В ней отмечаются пониженное содержание ароматических ядер в нафтено-ароматической фракции, незначительное преобладание бензольных структур над нафталиновыми (1,2, а в нефтях V генотипа, сингенетичных вмещающей толще, в среднем 1,6) и отсутствие дибензотиофенов, характерных для нефтей V генотипа.

Нефти V генотипа, сингенетичные каменноугольно-нижнепермским отложениям, встречены в породах верхней перми на Колвинском мегавалу (Хыльчуюское месторождение) и на валу Сорокина (Южно-Таровейское). На других месторождениях последнего нефти V генотипа установлены также в триасовых отложениях (см. табл. 2). Идентификация генотипа проведена по комплексу показателей структуры парафиновых цепей и составу ароматических УВ (Ц, SСН₂/SСН₃, SC, Сб/Сн).

Наличие пяти генетических типов нефтей в палеозойско-мезозойских отложениях Тимано-Печорской НГП и их в основном сингенетичное залегание свидетельствуют о самостоятельном нефтеобразовании в каждом из указанных выше комплексов пород. При этом особо следует подчеркнуть высокую перспективность ордовикско-нижнедевонского НГК, в котором зафиксированы два генетических типа нефтей и, следовательно, два источника генерации УВ.

Проведенные исследования свидетельствуют о том, что в палеозойских и мезозойских отложениях было несколько циклов нефтегазообразования (не менее пяти), в каждом из которых отмечались свои источники генерации УВ (материнские породы) и генерировался определенный генетический тип нефти. Специфика состава нефти каждого генотипа наследовалась от ОВ данной нефтематеринской толщи.

Наличие нескольких генетических типов нефтей в палеозойских отложениях Тимано-Печорской НГП позволяет сделать некоторые выводы об особенностях формирования залежей и зон нефтегазонакопления. Приуроченность генетических типов нефтей к определенным стратиграфическим комплексам, указывающая на их сингенетичность вмещающим отложениям, свидетельствует о том, что большинство залежей провинции формировалось за счет своих источников в результате латеральной миграции УВ, генерировавшихся нефтематеринскими толщами соответствующего НГК. Выявленные различия в характеристике генетических показателей нефтей разных тектонических зон дают основание предполагать, что было несколько зон генерации УВ. Такие зоны нефтегазонакопления, как Ижма-Печорская впадина, Колвинский мегавал, Варандей-Адзьвинская структурная зона, имели свои зоны генерации УВ, которыми являлись близлежащие впадины. Миграция из них в зоны нефтегазонакопления в большинстве случаев осуществлялась на небольшие расстояния, в направлении регионального подъема валов и мегавалов. Доказательством этого могут служить выявленные закономерности в составе нефтей - увеличение количества бензольных УВ в ароматической фракции [4] по восстанию среднедевонских пород Мичаю-Пашнинского вала - на Мичаюском месторождении 6,3, на Пашнинском 19,5, на Нижнеомринском 3,6, на Войвожском 15,3, на Харьягинском 9,2, на Усинском (Колвинский мегавал) 15,6 %.

За счет латеральной миграции из своего источника генерации происходило, по-видимому, и образование залежи в нижнетриасовых отложениях Песчаноозерского месторождения Колгуевского вала, осложняющего Малоземельско-Колгуевскую моноклиналь. Нефть в ней легкая (0,795 г/см³), конденсатного типа. Она отличается от всех вышерассмотренных по структурной характеристике парафиновых цепей: у нее высокое содержание СН₂-групп (41,7 %) в длинных, 6,2 % в средних и 3,9 % в коротких цепях, очень высокое отношение SСН₂/SСН₃ (2,4), очень низкая разветвленность парафиновых цепей. В этой нефти также очень мало фенантреновых УВ в нафтено-ароматической фракции (0,05%). По-видимому, нефть Песчаноозерского месторождения сингенетична триасовым отложениям, а особенности ее состава унаследованы от исходного ОВ; зона генерации предположительно находится в погруженной части Малоземельско- Колгуевской моноклинали. Это свидетельствует о перспективности Колгуевского вала и самостоятельной генерации УВ, формирующих его залежи, по отношению к залежам материковой части Тимано-Печорской НГП.

Проведенные исследования показали, что в последней некоторые залежи могли формироваться и за счет вертикальной миграции УВ. Эпигенетичное залегание нефти III генотипа (среднедевонско-нижнефранский НТК.) в карбонатных породах фаменских отложений Ижма-Печорской впадины и Колвинского мегавала свидетельствует об образовании указанных выше залежей (см. табл. 2) за счет вертикальной миграции УВ из терригенного среднедевонско-нижнефранского НГК.

При изучении нефтей, залегающих в верхнепермских и триасовых отложениях, не было выделено генетических типов, отличных от нефтей каменноугольно-нижнепермских отложений. В них были встречены нефти V (каменноугольно-нижнепермский НГК) генотипа (Варандейское, Южно-Таровейское, Хыльчуюское и другие месторождения), что указывает на формирование этих залежей за счет вертикальной миграции из нижележащих отложений.

Таким образом, выявленные генетические особенности нефтей Тимано-Печорской НГП позволили сделать выводы о наличии нескольких источников и зон генерации УВ, преимущественной роли в формировании залежей УВ латеральной миграции и подчиненном значении вертикальной миграции, высокой перспективности ордовикско-нижнедевонского НГК, поскольку там встречено два генетических типа нефтей, и перспективности триасовых отложений северной части Малоземельско-Колгуевской моноклинали.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Анищенко Л.А., Данилевский С.А. Прогноз зон нефтегазонакопления в основных нефтегазоносных комплексах Тимано-Печорской провинции.- В кн.: Геология месторождений горючих ископаемых Европейского Северо-Востока СССР. Сыктывкар, 1981, с. 27-31.

2. Анищенко Л.А., Удот В.Ф. Типы нефтей Тимано-Печорской провинции и факторы, обусловливающие их разнообразие (по данным ИК-спектрометрии).- Труды Ин-та геологии Коми филиала АН СССР. Сыктывкар, 1981, вып. 35, с. 66- 77.

3. Ботнева Т.А. Генетическая типизация нефтей,- Труды ВНИГНИ. М., 1978, вып. 205, с. 63-75.

4. Ботнева Т.А., Милешина А.Г. Особенности изменения углеводородов нефтей при фильтрации через горные породы.- Труды ВНИГНИ. М„ 1981, вып. 233, с. 128-135.

5. Гурко Н.Н., Васильева В.Ф., Шиманский В.К. Влияние вторичных процессов на состав легких углеводородов нефтей и конденсатов различных тектонических зон Тимано-Печорской провинции.- В кн.: Перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л., 1979, с. 146-157.

6. Преобразование углеводородного состава нефтей Тимано-Печорской провинции под влиянием гипергенных и миграционных факторов / Н.Н. Гурко, Л.Ф. Степина, М.А. Галишев и др.- В кн.: Геология месторождений горючих ископаемых Европейского Северо-Востока СССР. Сыктывкар, 1981, с. 84-88.

7. Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти и битумов. Под ред. В.Д. Наливкина. Л., Недра, 1983.

8. Тихомолова Т.В. Особенности углеводородного состава нефтей северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.- В кн.: Геохимические критерии нефтегазоносности. М„ 1983, с. 91 - 104.

9. Якубсон 3.В., Тихомиров В.И., Чахмахчев В.А. Признаки гипергенеза в нефтях Западно-Тэбукского месторождения.- Геология нефти и газа, 1980, № ,2, с. 47-50.

Таблица 1 Характеристика генетических типов нефтей Тимано-Печорской НГП

Генотип	Стратиграфическая приуроченность генотипа	Генетические параметры										VO-порфири ны, мг/ 100 г нефти	Плотность нефти, г/см^3	Тектоническая зона, месторождение, скважина
		Фракции
		парафино-нафтеновая				Нафтено-ароматическая		Тиофены, %
		Ц	SСН2	МНУ	БНУ	SС, %	Сб/Сн	бензо-	дибензо-	нафто-бензо-	сумма
			SСНз	БНУ	ТрНУ
I	O-S1	23,4	1,0	0,6	1,2	50,0	3,3	0	0	2,1	2,1	Не обн.	0,855	Хорейверская впадина, Среднемакарихинское, скв. 12
II	S2-D1	14,0	0,9	1,6	0,7	16,2	1,9	0	0	1,8	1,8	Не обн.	0,860	Вал Сорокина, Варандейское, скв. 2
III	D2-D3^1	6,9-16,3	0,5-2,2	1,0	1,4-1,9	10,3-35,4	0,9-2,0	1,9-4,3	0	2,3-3,4	4,2-7,3	1,0-16,9	0,832-0,867	Ижма-Печорская впадина, Колвинский мегавал
		12,0	1,0		1,6	24,8	1,4	2,6		2,6	5,2		0,851
		6,9-11,3	0,5-1,2	0,9-1,0	1,6-1,9	10,3-35,3	1,4-2,0	1,9-4,3	0	2,3-3,4	4,2-3,4	1,0-16,9	0,832-0,867	Ижма-Печорская впадина Западно-Тэбукское, скв. 307 Нибельское, скв. 95, Войвожское, скв. 114, Верхнеомринское, скв. 85, 376, Нижнеомринское, скв. 57 Мичаюское, скв. 14, Северо-Савиноборское, скв. 120, Пашнинское, скв. 75, 68
		9,6	0,7	1,0	1,8	22,0	1,7	2,7		2,9	5,6		0,852
		12,6-16,3	0,8-2,2	1,0	1,4-1,6	28,0-35,4	0,9-1,4	2,5	0	2,3	4,8	1,4-12,4	0,838-0,857 0,849	Колвинский мегавал, Возейское, скв. 1056/1042, 647; Усинское, скв. 177/178, 885
		14,4	1,3		1,5	31,7	1,2
IV	D3^2-C1t	15,5-23,8	1,2-1,3	0,9	1,2-1,3	29,7 - 34,7	1,2-1,3	0	0	1,9	1,9	2,5	0,845-0,867	Вал Сорокина, Лобаганское, скв. 71, Наульское, скв. 52
		19,6	1,25		1,25	32,1	1,25						0,856
V	С1v2- P1	5,2-10,6	0,5-2,2	0,8-0,9	1,3-1,4	28,8 - 43,9	1,4-2,6	4,9-5,2	3,0-3,5	3,0-3,5	11,2-13,9	4,2-27,5	0,868-0,910 0,892	Ижма-Печорская впадина, Колвинский мегавал, вал Сорокина
		7,2	1,0	0,8	1,3	38,4	1,8	5,0	3,2	4,2	12,6
		5,2	1,2	0,9	1,3	43,9	1,9	4,9	3,5	5,5	13,9	27,5	0,890	Ижма-Печорская впадина, Пашнинское, скв. 58/2
		9,3-10,6	1,0-2,2	0,8	1,4	32,9-36,8	1,4-1,9	Не определялись				4,2	0,868-0,880	Колвинский магавал, Возейское, скв. 409, 276/277
		9,9	1,6			34,8	1,6						0,874
		5,5-5,9	0,47-0,52	0,8	1,3	28,8-38,8	1,6-2,6	5,2	3,0	3,0	11,2	9,5	0,902-0,910	Вал Сорокина, Варандейское, скв. 4, 8; Южно-Таровейское, скв. 31, Таровейское, скв. 24
		5,7	0,50			34,5	1,9						0,904

Примечание
В числителе приводятся минимальные и максимальные значения, в знаменателе - средние. С_б - бензольные УВ, С_н - нафталиновые УВ.

Таблица 2 Нефти в эпигенетичном залегании

Генотип	Стратиграфическая приуроченность генотипа	Стратиграфическая приуроченность нефтей в эпигенетичном залегании	Показатели, по которым установлено эпигенетичное залегание	Тектоническая зона, месторождение, площадь, скважина
III	Д2-Д3^1	Д3fm	Отсутствие дибензотиофенов, SCH2/SCH3, SC, Сб/Сн, SС, Сб/Сн, Ц, SСН2/SСН3, SС, Сб/Сн	Ижма-Печорская впадина, Западно-Тэбукское, скв. 231 Харьягинское, скв. 49 Возейское, скв. 31
III	Д2-Д3^1	С-Р1	SС, Сб/Сн, отсутствие дибензотиофенов, SС, БНУ/ТрНУ	Колвинский мегавал, Усинское, скв. 1224 Косью-Роговская впадина, Берганты-Мылькская, скв. 12
V	С-Р1	Т2-3 Т1	Ц, SСН2 /SСН3, S С, Сб/Сн,	Вал Сорокина, Таровейское, скв. 30 Варандейское, скв. 5
		Р2	Ц, SС, Сб/Сн,	Южно-Таровейское, скв. 31
		Р2	Ц. сб/сн	Колвинский мегавал, Хыльчуюское, скв. 15