УДК 553.98:55.4(570.64-17)

Особенности углеводородного состава нефтей и конденсатов Северного Сахалина

Т.Д. АНДРЮЩЕНКО, И.Н. КЛЮКАЧ (СахалинНИПИнефтегаз), В.С. МЕЛАМЕДОВА (ВНИИЯГГ)

По данным хроматографии были выявлены особенности распределения алканов нормального и изопреноидного строения в нефтях и конденсатах двух месторождений, расположенных в восточной части Северо-Сахалинского осадочного бассейна. Исследования проводили с помощью газожидкостной хроматографии на набивной (НГЖХ) и капиллярной (КГЖХ) колонках [1]. Ряд н-алканов в конденсатах первого месторождения представлен УВ С₅-С₂₆ (рис. 1). Наиболее подвижные соединения (С₅-С₈) составляют 16-53,1 %. Максимальные содержания н-алканов в ряду зафиксированы в интервале С₅-С₁₂. На фракцию С₅-С₁₆ приходится до 96,9 %. Нефть верхнего пласта, залегающего над пластами конденсатов, характеризуется рядом н-алканов С₇-С₂₉. Максимальное содержание их приурочено к С₁₁.

Конденсаты второго месторождения (рис 2) резко отличаются от первого значительным сокращением ряда н-алканов (С₅-С₁₂) и сдвигом максимальных содержаний их на начало ряда (С₅, С₆). Вверх по разрезу отмечается тенденция увеличения доли н-алканов С₅-С₈ (61-92%). В нефтях второго месторождения гомологический ряд н-алканов начинается с С₅ и завершается С₂₀-C₂₇, при этом вверх по разрезу сокращается протяженность ряда в высокомолекулярной области. Контрастный максимум содержания их наблюдается в нефтях скв. 4 и 10 из пласта XXIV и приурочен к С₅. Нефти из скв. 4 и 8 характеризуются низким содержанием н-алканов. И только в нефти из скв. 10 оно достигает 42,7 % (отн.). Эта нефть по физико-химическим свойствам отличается от остальных нефтей того же пласта. Она обладает наименьшей плотностью (0,852 г/см³) и низкой концентрацией смол (3,1 %).

Изопреноидные алканы в конденсатах первого месторождения представлены от i-С₁₁ до i-С₂₀ с максимумом их содержания у i-С₁₁ или i-C₁₄. Соотношение сумм изопреноидов и н-алканов (S i-C/Sn-C) колеблется в интервале 0,3-0,59. Отношение пристана к фитану вниз по разрезу закономерно увеличивается от 1,6 до 2,6.

Конденсаты второго месторождения резко отличаются от вышеописанных содержанием и распределением изопреноидных УВ. В ряду изопреноидов i-C₁₁-i-C_15-20 контрастный максимум приурочен к i-C₁₁, а протяженность ряда в высокомолекулярной области последовательно возрастает с глубиной. Характерная особенность этих конденсатов - высокая концентрация изопреноидов. Так, для пластов XXI, XXII и XXIV она превышает содержание н-алканов (Si-C/Sn-C=1,23...1,81).

В нефтях обоих месторождений изопреноиды представлены рядом i-С₁₁- i-C₂₄. В нефти первого месторождения максимум приурочен к i-C₁₅, отношение изопреноидных и н-алкановых УВ равно 0,47, а пристана и фитана - 1,4.

Нефти первого и второго месторождений также различаются. В их составе в ряду изопреноидов максимум приурочен к i-C₁₁ или i-C₁₅. В нефтях второго месторождения, как и в конденсатах, преобладают изопреноиды. Так, величина отношения Si-C/Sn-C обычно выше единицы (1,41-2,84).

Полученные данные о распределении индивидуальных УВ в нефтях и конденсатах свидетельствуют о значительном влиянии миграционных процессов на их углеводородный состав. Это находит отражение в закономерном увеличении вверх по разрезу содержания низкотемпературной фракции (С₅-С₈) для первого месторождения от 16 до 53 %, для второго - от 62 до 92 %.

Неоднородность углеводородного состава нефтей в пределах одного пласта на втором месторождении, по-видимому, объясняется различным гипсометрическим положением скважин на структуре, в результате чего нефть в приподнятой части на удалении от ВНК имеет больший выход низкомолекулярных УВ, невысокую плотность и другие особенности, отличающие ее от законтурных нефтей, затронутых процессами окисления.

Закономерный рост величины отношения пристана к фитану от 1,6 до 2,6 с глубиной, видимо, можно связывать не столько с генетическими особенностями конденсатов, сколько с дополнительным образованием пристана [2] за счет деструкции фитана в интервалах глубин 2273-2830 м и температур 72 - 85 °С, что отмечается на первом месторождении. Указанные выше отличия углеводородного состава конденсатов этих месторождений можно в определенной мере связывать с неодинаковым характером исходного ОВ двух районов.

При сопоставлении углеводородного состава конденсатов и масел хлороформенного битумоида из пород первого месторождения установлено, что ряд геохимических параметров имеет близкие значения. Так, параметр i-C₂₀/n-C₁₈равен 0,3-0,5, отношение пристана к фитану 1,4-1,9, а сумм изопреноидов и н-алканов - 0,5-0,6.

В отличие от первого месторождения в нефтях и маслах хлороформенного битумоида второго месторождения общности в распределении н-алканов, изопреноидов и в величинах рассматриваемых параметров установить не удалось. Это позволяет предполагать наличие различного типа ОВ вмещающих пород и самостоятельные источники УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Меламедова В.С., Лерман А.Б. Методика геохимического изучения состава конденсатов и нефтей с помощью газожидкостной хроматографии. - Реф. сб. Мингазпрома. Сер. Разраб. и экспл. газ. и морских нефт. м-ний. 1983, № 11, с. 17-18.

2. Сафонова Г.И. Реликтовые структуры в углеводородах различных стратиграфических подразделений. М., Недра, 1980.

Рис. 1. Схема распределения н-алканов и изопреноидов в конденсатах (а-е) и нефти (ж) первого месторождения.

Пласты: а - XVI (глубина 2273-2283), б - XVI (2288-2327 м), в - XVII (2426-2513 м), г - XVIII (2558-2570 м), д - XX (2670-2694 м), е - ХХII (2820-2830 м), ж - XVI(скв. 2)

Рис. 2. Схема распределения н-алканов и изопреноидов в конденсатах (а-д) и нефтях (е-з) второго месторождения.

Пласты: а - ХIХ (скв. 4, глубина 1498-1531 м), 6 - XXI (скв. 6, 1604-1613 м), в - XXI (скв. 10, 1648-1665 м), г - XXII (скв. 8, 1625-1635 м), д - XXIV (скв. 8, 1797-1801 м), е - XXII (скв. 4, 1727-1744 м), ж - XXIV (скв. 8, 1832-1839 м), з - XXIV (скв. 4, 1981 -1996 м)