|
УДК 553.98:550.4(571.651) |
Геохимическая характеристика нефтей Чукотки
Н.Н. ГУРКО, В.Ф. ВАСИЛЬЕВА, Т.Н. КОНДАКОВА, В.С. СОБОЛЕВ, А.К. ДЕРТЕВ, Е.И. КУДРЯВЦЕВА (ВНИГРИ)
Промышленная нефтегазоносность северо-восточных районов СССР сосредоточена в основном на Сахалине; ряд естественных выходов нефти, непромышленных притоков нефти в скважинах установлен на Камчатке и в последнее время на Чукотке, где на Верхнеэчинской, Изменной (Анадырская впадина) и Угловой (Хатырская впадина) площадях получены притоки нефти, конденсата и газа из олигоцен-миоценовых отложений.
Нефти Чукотки легкие, малосмолистые и малосернистые. На Верхнеэчинской площади они высокопарафинистые (13,4-15,8 %), а на Угловой - малопарафинистые (табл. 1). Возможно, высокое содержание парафина в нефтях Верхнеэчинской площади вызвано своеобразными условиями формирования залежей нефти из газа (резкое понижение температуры при адиабатическом расширении газов и выпадение твердых парафинов).
Углеводородный состав нефтей и конденсатов Чукотки характеризуется значительным содержанием ароматических УВ как в бензиновых фракциях н. к. 200 °С, так и в дистиллятах н. к. 350 °С. Максимальным содержанием ароматических (28,4 %) и нафтеновых УВ (43,7 %) характеризуется нефть Угловой площади. Высокие концентрации нафтеновых структур отмечены в бензиновых фракциях н. к. 200 °С в нефти и конденсате Изменной площади (от 40,1 до 47,7%), в нефти Верхнеэчинской площади (от 28,3 до 32,2 %). Доля нафтеновых УВ в дистиллятной части н. к. 350 °С значительно ниже как в верхнеэчинской, так и в изменной нефти, что указывает на преобладание парафиновых УВ в более высококипящих фракциях.
В индивидуальном составе легких бензиновых фракций нефтей и конденсате Чукотки метановые УВ составляют от 30,8 до 48,4 % с преобладанием изоалканов. Отношение изоалканы/н-алканы составляет от 1,1 до 2,38, причем наиболее высоким значением характеризуется нефть Угловой площади (табл. 2).
Общим характерным признаком для исследованных нефтей и конденсата является высокая концентрация нафтеновых УВ с преобладанием циклогексановых структур над циклопентановыми. Следует отметить, что 42-58 % от суммы изомеров циклогексановых УВ приходится на метилциклогексан. Содержание циклопентана низкое и не превышает 7 % на сумму циклопентановых УВ. Среди последних относительно высокими концентрациями представлен диметилциклопентан, доля которого составляет 30-37 % на сумму изомеров; доля метилциклопентана 15-34 %.
Индивидуальный состав легких бензиновых фракций нефтей Верхнеэчинской и Изменной площадей характеризуется высоким содержанием ароматических УВ. Причем на данных площадях наблюдается тенденция увеличения содержания ароматических УВ с глубиной (Верхнеэчинская, интервал 1443-1486 м - 5,95 %, интервал 1522-1528 м - 9,15 %; Изменная, интервал 2034-2085 м - 5,8 %, интервал 2835-2844 м - 9,74%). Такое концентрационное распределение легких ароматических УВ в залежах является наглядным показателем влияния процессов фазовой дифференциации. Содержание ароматических УВ в легких бензиновых фракциях нефти Угловой площади более низкое - 1,62 %.
Общий признак для нефтей Чукотки - высокая степень их дегазации, что наиболее отчетливо проявляется на составе низкокипящих фракций. Все исследованные нефти и конденсат характеризуются относительно малыми концентрациями наиболее низкокипящих УВ пентано-гексановой фракции и в значительной мере обогащены гептано-октановой фракцией. Отношение содержаний УВ фракций С5-С6 и С7-С8 в нефтях Верхнеэчинской площади составляет 0,19-0,37, в нефтях Изменной - 0,07-0,2 (см. табл. 2). Причем наблюдается уменьшение значения параметра с глубиной, что позволяет использовать его в качестве показателя направления миграции флюидов к местам их конечной разгрузки. Характерно, что углеводородные газы из ряда горизонтов плиоценовых отложений Верхнеэчинской площади содержат значительные количества гомологов метана до гептана. Объемная доля тяжелых УВ в газах составляет от 7 до 13% [4].
Соотношения в составе легких УВ исследованных флюидов - наглядный показатель значительной роли перераспределения УВ в их составе на путях миграции. Так, с уменьшением глубины залегания в нефтях Изменной площади увеличивается отношение изо-гексанов к н-гексану и изогептанов к н-гептану, отношение изогексанов к нафтеновым УВ возрастает с 0,22 до 0,35 и изогептанов к нафтеновым УВ состава С7 с 0,16 до 0,42 (см. табл. 2). Такое распределение легких УВ на Изменной площади связано, по-видимому, с расположением в зоне тектонического нарушения.
Аналогичная тенденция изменения параметров в составе легких УВ присуща и нефтям Верхнеэчинской площади. Но в данном случае соотношения в составе легких УВ интервала 1443-1486 м, по-видимому, промежуточные и указывают на возможность миграции флюидов в верхние горизонты. Так, на Верхнеэчинской площади в скв. 16 из интервала 1211-1225 м получен приток легкой нефти плотностью 0,81 г/ м3 [4].
Характер распределения нормальных и изопреноидных алканов изучен в нефтях и конденсате Чукотки методом газожидкостной хроматографии. Нормальные алканы в нефтях Верхнеэчинской представлены диапазоном С5-С32, Угловой - С5-С30 и Изменной С5-С28-30.
Отличительная черта нефтей и конденсата Чукотки - большая величина отношения пристан/фитан (п/ф). Так, нефти южной прибортовой части Анадырской впадины на Верхнеэчинской и Изменной площадях из неоген-олигоценовых отложений характеризуются значениями данного параметра 6,17-12,67 (см. табл. 1). Нефть Угловой площади из миоценовых отложений северо-восточной части Хатырской впадины - 7,75. Такие величины отношения п/ф - еще один признак конденсатного облика исследуемых флюидов, миграция которых происходит в основном в газовой фазе.
Принципиальная возможность изменения отношения п/ф в нефтях и ОВ пород под воздействием газового потока была доказана нами путем лабораторного моделирования. Согласно экспериментальным данным в конденсатах и нефтях конденсатного облика наблюдается тенденция к увеличению отношения п/ф по сравнению с исходными нефтями, в остаточных нефтях - к его уменьшению [2]. Можно предполагать, что аналогичными условиями обусловлено и формирование флюидов на рассматриваемых нефтеносных площадях Чукотки.
В процессе бурения скв. 13 на Верхнеэчинской площади (интервал 1436-1527 м) в открытом стволе за небольшое время стоянки на притоке было получено 4 м3 газированной нефти [4]. На данной площади установлена серия продуктивных нефтеносных и вышележащих газоносных пластов. При испытании интервала 1636-1688 м в скв. 37 Угловой площади наблюдался фонтанный выброс нефти.
Высокие значения отношения п/ф исследуемых флюидов Чукотки являются еще одним дополнительным (геохимическим) признаком широкого развития ГЗГ в осадочном чехле региона и хорошо согласуются с литературными данными.
Так, южная часть Анадырской впадины и Хатырский прогиб характеризуются широким развитием газопроявлений. Причем газы меловых отложений наиболее обогащены тяжелыми УВ.
В Хатырском прогибе отложения мезозойско-кайнозойского комплекса характеризуются значительными мощностями: отложения верхнего мела 4 км, эоцен-олигоценовые 1,5 км, нижнего миоцена 6,8 км [1]. ОВ верхнемеловых отложений находится на стадии катагенеза МК4 (К), эоцен-олигоценовых - на стадии MK2-МК3 (Г-Ж), нижнемиоценовые - на стадии MK1- МК2 (Д-Г) [1]. Следовательно, отложения верхнего мела находятся в ГЗГ, а палеогеновые - в переходной от ГЗН к ГЗГ. Этим и определяется широкое развитие ГЗГ на Хатырском прогибе.
В работе [3] отмечается наличие элементов подобия в геологическом строении, в стратиграфическом наборе, литологических и геохимических особенностях перспективных нефтегазоматеринских толщ южной части Анадырской впадины и Хатырского прогиба. По-видимому, и в Анадырской впадине верхнемеловые и эоцен-олигоценовые отложения в зонах прогибов в западных и южных прибортовых районах впадины (зонах с максимальными мощностями отложений) находятся в ГЗГ. Как говорилось выше, при бурении на Верхнеэчинской площади из скв. 16 получен незначительный приток высокопарафинистой нефти и углеводородных газов, из скв. 13 получена газированная нефть также с высоким содержанием парафина. На Поворотной и Восточно-Озерной структурах наблюдались фонтанные выбросы газа при испытании скважин в олигоцен-миоценовых отложениях [4].
Интересно отметить, что газ и высокопарафинистая нефть с отношением п/ф=11 получена на Южно-Невельском месторождении Западного Сахалина из палеогеновых отложений нижнедуйской свиты Ясноморского прогиба. По данным работы [5], отложения Ясноморского прогиба подверглись воздействию температур более 260 °С и давлению свыше 100 МПа. Это свидетельствует о высокой степени преобразованности ОВ палеогеновых отложений Западного Сахалина и нахождения их в стадии реализации газогенерационного потенциала.
Однотипность флюидов, полученных на Верхнеэчинской площади Анадырской впадины и Южно-Невельской площади Западного Сахалина, позволяет предполагать аналогию геологических условий их образования и формирования.
На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.
1. Состав и свойства углеводородных флюидов рассматриваемого региона в значительной мере обусловлены влиянием вторичных факторов.
2. Широкий диапазон колебаний значений отношения п/ ф вызван различной степенью влияния газового потока на нефтяные залежи в нефтематеринских породах.
3. Близкий углеводородный состав нефтей Анадырской впадины и Западного Сахалина можно рассматривать как показатель подобия геолого-геохимических условий образования и формирования флюидов данных регионов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бурлин Ю.К., Донцов В.В. Геолого-геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности Хатырского бассейна.- В кн.: Проблемы нефтегазоносности Северо-Востока СССР. Магадан, 1973, вып. 49, с. 61-69.
2. Гурко Н.Н., Галишев М.А., Степана Л.Ф. Соотношение пристан/ фитан как индикатор миграции углеводородов в газовой фазе.- Геохимия, 1985, № 3, с. 393-399.
3. Иванов В.В., Клубов Б.А. Нафтиды и нафтоиды Северо-Востока СССР. М., Наука, 1979.
4. Новые данные о нефтегазоносности Южной Чукотки / Д.И. Агапитов, В.В. Иванов, Ю.В. Мотовилов, И.И. Тютрин.- Труды СО АН СССР. Сер. геол. и геофиз. Новосибирск, 1983, № 10, с. 115-118.
5. Севастьянов К.М., Шлейфер В.М. О вероятной зональности нефтегазообразования в нефтегазоносных бассейнах Дальнего Востока.- Геология нефти и газа, 1980, № 1, с 15-22.
Таблица 1 Состав и свойства нефтей Чукотки
|
Площадь, скважина |
Глубина, м |
Возраст пород залежи |
Плотность, |
Вязкость кинематическая при 20 °С, 10-6м2/с |
Содержание, % |
Выход на нефть, % |
Содержание УВ, % |
Соотношение УВ |
||||||||||||
|
Асфальтены |
Смолы |
Сера |
Парафин (Тпл, °С) |
нк 200 °С |
нк 350 °С |
п/ф |
пристан/n-C17 |
Фитан/ n-С18 |
||||||||||||
|
бензольные |
спиртобензольные |
нк 200 °С |
нк 350 °С |
ароматические |
нафтеновые |
метановые |
ароматические |
нафтеновые |
метановые |
|||||||||||
|
Верхнеэчинская, 13 |
1443-1486 |
Миоцен |
0,8128 |
8,1 |
0,26 |
1,39 |
1,36 |
0,1 |
13,4 (48,5) |
38,4 |
74,1 |
14,2 |
28,3 |
57,5 |
16,2 |
15,8 |
68,0 |
9,27 |
1,07 |
0,11 |
|
1522-1528 |
» |
0,8390* |
3,9** |
0,59 |
2,61 |
1,45 |
0,1 |
15,3 (50,8) |
32,2 |
72,3 |
15,7 |
32,2 |
52,1 |
16,8 |
15,2 |
68,0 |
12.67 |
0,99 |
0,09 |
|
|
Угловая, 37 |
1636-1638 |
» |
0,8280 |
1,8 |
0,24 |
1,06 |
0,68 |
0,1 |
0,7 (55,0) |
49,8 |
89,5 |
19,6 |
54,8 |
25,6 |
28,4 |
43,7 |
27,9 |
7,75 |
0,93 |
0,20 |
|
Изменная, 10 |
2034-2085 |
Средний верхний палеоген |
0,8029 |
1,7 |
Отсутствует |
|
|
|
|
60,1 |
90,2 |
17,6 |
40,1 |
42,3 |
21,5 |
28,4 |
50,1 |
6,17 |
1,37 |
0,30 |
|
11 |
2835-2844 |
То же |
0,7995 |
1,2 |
Отсутствует |
|
|
|
|
75,4 |
|
19,3 |
47,7 |
33,0 |
|
|
|
9,25 |
1,35 |
0,22 |
, * Определено при 70 °С, пересчитано к 20 °С ** Определено при 50 °С
Таблица 2 Групповой углеводородный состав и некоторые параметры индивидуального углеводородного состава бензиновых фракций нефтей Чукотки
|
Площадь, скважина |
Интервал перфорации, м |
Выход фракции нк 125 °С на нефть |
Содержание УВ, % |
Соотношение УВ |
|||||||||||
|
Метановые |
Нафтеновые |
Ароматические |
|
|
|
|
|
|
МЦП/ЦГ |
изоалканы/н-алканы |
|||||
|
н-алканы |
изоалканы |
ЦГ |
ЦП |
||||||||||||
|
Верхнеэчинская, 13 |
1443-1486 |
13,3 |
20,79 |
27,65 |
29,51 |
16,10 |
5,95 |
1,09 |
0,81 |
4,36 |
0,56 |
0,29 |
0,37 |
0,66 |
1,33 |
|
1522-1528 |
19,8 |
21,95 |
22,62 |
30,67 |
15,61 |
9,15 |
1,45 |
0,92 |
1,18 |
0,89 |
0,27 |
0,19 |
0,78 |
1,03 |
|
|
Угловая, 37 |
1636-1658 |
26,6 |
10,83 |
25,40 |
38,29 |
23,86 |
1,62 |
2,27 |
2,50 |
4,32 |
0,43 |
0,25 |
0,28 |
0,63 |
2,38 |
|
Изменная, 10 |
2034-2085 |
23,0 |
16,80 |
24,79 |
31,58 |
21,02 |
5,81 |
1,23 |
1,67 |
1,66 |
0,35 |
0,42 |
0,20 |
0,53 |
1,47 |
|
11 |
2835-2844 |
38,7 |
14,69 |
16,11 |
37,78 |
21,86 |
9,74 |
1,09 |
0,75 |
1,39 |
0,22 |
0,16 |
0,07 |
0,45 |
1,10 |
