|
УДК 553.982:550.84(571.56-15) |
Генетические особенности нефтей Западной Якутии
А.Н. ИЗОСИМОВА, О.Н. ЧАЛАЯ. И.Н. АНДРЕЕВ (ИГ ЯФ СО АН СССР)
Промышленная нефтегазоносность Западной Якутии установлена в верхнедокембрийско-нижнепалеозойском продуктивном комплексе Непско-Ботуобинской НГО и в пермско-мезозойских осадочных образованиях Лено-Вилюйской НГО.
При проведении комплекса геологоразведочных работ большую роль играют геохимические исследования, дающие возможность вырабатывать научно обоснованные критерии оценки генетической принадлежности углеводородных флюидов, условий формирования и степени их вторичной пре-образованности.
Нефти Западной Якутии типичны нефтям основных нефтегазоносных бассейнов СССР и зарубежных стран, изученным, в частности, А.Э. Конторовичем и О.Ф. Стасовой [3], которые, в отличие от большинства исследователей, не только выявили генетические взаимосвязи нефтематеринских толщ с ОВ в конкретном регионе, но и охарактеризовали каждый тип нефти в зависимости от генетического исходного ОВ (гумусового или сапропелевого).
Детальные исследования ОВ и нефтей Западной Якутии, выполненные в лаборатории геохимии нефти и газа ИГ ЯФ СО АН СССР по единой методике на современном молекулярном уровне, позволили с генетических позиций рассмотреть особенности состава нефтей этого региона, оценить степень их вторичной преобразованности и определить генетический тип залежей углеводородного флюида.
Полученные результаты показали большое разнообразие свойств нефтей и их состава в стратиграфическом разрезе от рифея до мела, а также внутри отдельных нефтегазоносных комплексов. Это свидетельствует о многочисленных природных факторах, обусловливающих химический состав нефтей.
В результате сравнительного изучения нефтей и ОВ осадочных отложений Западной Якутии по составу реликтовых структур установлено, что наиболее информативными параметрами в генетическом плане являются: соотношения групп н-алканов, максимум их распределения, величины отношений н-алканы/изоалканы, изопреноиды/н-алканы, пристан/норпристан, относительное содержание 2- и 3-метилалканов ряда С14-С22, 7-метилгептадекана и 12- и 13-метилалканов ряда С19-С30. В составе полициклических алканов наиболее информативно содержание трисноргопана и моретанов, в индивидуальном составе легких фракций нефтей (н. к.- 125 °С) - относительное содержание алкановых, циклановых и ареновых структур, а в них - соотношения отдельных групп УВ:SЦГ/SЦП, толуол/бензол и т. д. В табл. 1 сопоставляются нефти с ОВ нефтематеринских свит по количественным соотношениям ряда параметров, указывающих на унаследованность нефтями генетических особенностей исходного материала. По составу реликтовых УВ была проведена генетическая типизация нефтей Западной Якутии, т. е. выделены генотипы нефтей (по терминологии Т.А. Ботневой).
I генотип нефтей, хорошо коррелирующийся с сапропелевым ОВ, накапливавшимся в резко восстановительных условиях диагенеза, характеризуется повышенным содержанием относительно низкомолекулярных н-алканов, высоким отношением S н. к.- n-C20/Sn-C21 - к. к., максимумом распределения н-алканов в низкомолекулярной области n-С15, n-С17, n-С19, низким отношением н-алканы/изоалканы, высоким отношением изопреноиды/н-алканы, низкими отношениями пристан/норпристан, относительно высоким количеством УВ ряда 2- и 3-метилалканов состава С14-С22 и повышенным содержанием 7-метилгепта-декана. Уникальной особенностью нефтей этого генотипа является значительное содержание УВ ряда 12- и 13-метилалканов состава С19-С30. Как указывалось ранее [4], наличие реликтов этого генотипа является, по-видимому, специфической особенностью древних нефтей Восточной Сибири. Для полициклических УВ отмечается высокое содержание трисноргопана и незначительное моретанов.
По составу легких УВ (табл. 2, рис. 1, рис. 2) нефти и конденсаты этого генотипа характеризуются высоким количеством алканов, пониженным цикланов и почти равным соотношением циклопентановых и циклогексановых структур. Концентрация аренов незначительная, и в них толуол доминирует над бензолом. Нефти этого генотипа распространены в венд-кембрийских отложениях Непско-Ботуобинской НГО.
II генотип - нефти хорошо коррелируются по составу реликтовых УВ с ОВ смешанного типа (с преобладанием арконовой составляющей) накапливавшимся в слабо-восстановительных и окислительных условиях диагенеза. В отличие от нефтей I генотипа, для них характерно повышенное содержание относительно высокомолекулярных н-алканов; низкая величина отношения S н. к.- n-С20/Sn-С21 - к. к.; максимум распределения н-алканов, приходящийся на высокомолекулярную область - n-С21, n-С2З, n-C25, низкие значения отношения н-алканы/изоалканы, повышенные величины отношения пристан/норпристан, пониженное содержание 2- и 3-метилалканов, незначительная доля 7-метилгептадекана и отсутствие реликтов ряда 12- и 13-метилалканов. В составе полициклических алканов превалируют моретаны, трисноргопаны отсутствуют или отмечены в малом количестве. В легких УВ нефтей и конденсатов этого типа понижено содержание алканов, повышено - цикланов с преобладанием циклогексановых структур, в которых велика доля МЦГ. Содержание аренов увеличенное, в их составе толуола больше, чем бензола, но относительная концентрация толуола в нефтях II генотипа значительно выше, чем в нефтях I. Нефти II генотипа распространены в пермо-триасовых отложениях Вилюйской синеклизы.
Полученные данные свидетельствуют о генетической самостоятельности венд-кембрийских и верхнепалеозойско-мезозойских нефтей. Количественные значения отдельных параметров внутри каждого генотипа нефти могут варьировать при единой исходной природе фациально-генетического типа ОВ, в зависимости от особенностей седиментации отложений и от приуроченности нефтей к различным тектоническим зонам, что может привести к их более дробной дифференциации на подтипы. По имеющимся материалам на данном этапе исследований удалось выявить наиболее информативные критерии, позволяющие пока проводить дифференциацию нефтей по «биомаркерам» на основные (крайние) генотипы, а по изменению этих параметров устанавливать степень влияния вторичных превращений.
В каждом из выделенных нами генотипов выявлены нефти с аномальными значениями отдельных параметров (н-алканы, изосоединения), затушевывающими истинную картину генетического начала этих нефтей, поскольку они не сопоставляются ни с генотипами ОВ нефтематеринских пород, ни с «нормальными» нефтями внутри каждого типа.
Как правило, эти нефти залегают на относительно небольших глубинах (от 400 м - вендская нефть р. Толбы до 1300-1700 м - верхнепермские и нижнеюрские нефти Вилюйской синеклизы), имеют низкие пластовые температуры в залежи и находятся в неблагоприятной гидродинамической обстановке.
Для всех этих нефтей независимо от их стратиграфической приуроченности характерны высокие величины отношений изопреноиды/н-алканы (до 1,6) и увеличение относительного содержания 2-метил- и 3-метилалканов (до 16-17 %). Среди индивидуальных УВ низкокипящих фракций (н. к.- 125 °С) нефтей и конденсатов снижается доля н-алканов, увеличивается содержание цикланов. Такое аномальное изменение состава н-алканов и их изоалифатических гомологов связано с селективным уничтожением определенных групп реликтовых УВ в результате микробиального окисления, что весьма затрудняет решение вопроса о генетическом начале этих нефтей.
В процессе изучения полициклических алканов нефтей Западной Якутии было установлено, что отдельные группы (трисноргопан, моретаны) мало подвергаются микробиальному окислению и могут служить достаточно надежными показателями для установления генетической принадлежности гипергенно превращенных нефтей. Так, в частности, высокое содержание трисноргопана и незначительная доля моретанов в вендской микробиально окисленной нефти р. Толбы указывают на генетическую принадлежность ее к венд-кембрийским нефтям, генерированным сапропелевым ОВ. В то время высокое содержание моретанов и низкое трисноргопана в биодеградированных нефтях верхнепалеозойско-мезозойского комплекса позволяет полагать, что они генетически едины с нефтями II генотипа, распространенными в этих отложениях, и образовались из ОВ смешанного типа с преобладанием арконовой составляющей.
Таким образом, из приведенных данных видно, что отдельные группы полициклических алканов практически не подвергаются изменению при начальных и средних стадиях микробиального окисления, сохраняют свою генетическую информативность и могут быть использованы для установления генетической принадлежности гипергенно-измененных нефтей.
Как видно из приведенных данных, при сопоставлении индивидуального состава легкокипящих фракций конденсатов и нефтей в едином типе отмечается сходный характер распределения концентраций УВ разных гомологических рядов (алканов, цикланов, аренов), что дает основание судить об их генетическом родстве. Следует отметить, что, наряду со сходством индивидуального состава УВ, наблюдаются отличия. Причем, в разных генетических типах УВ направленность изменения в ряду нефть - конденсат отличается, по-видимому, механизмом формирования залежей и связана с их фазовым перераспределением, так как образование газоконденсатных смесей в природных условиях возможно за счет растворения природным газом в подземных условиях бензино-керосиновых фракций контактирующих с ними нефтей [3,5].
Количественный и качественный состав растворенной в газах жидкой фазы зависит от многих факторов. Одним из основных параметров является величина пластового давления, которое в основном зависит от степени насыщенности газа конденсатом [6]. Газоконденсатные залежи делятся, как правило, на две основные группы: насыщенные системы, возникающие при давлении начала конденсации, равном пластовому давлению (Рн.к-Рпл) и недонасыщенные (Рпл>Рн.к).
Установленное в венд-кембрийских конденсатах Непско-Ботуобинской НГО, по сравнению с нефтями, уменьшение отношений алканы/изоалканы, бензол/толуол, SЦГ/SЦП, ЦГ/n-С6 и увеличение отношений алканы/цикланы, алканы/арены, МЦП/ЦГ, S алканов (С5+С6)/S алканов (С7+С8), n-С7/МЦГ, i-С6/нафтены С6, n-С7/1,2-ДМЦП и ряда других параметров, связано, по-видимому, с большей растворимостью низкомолекулярных фракций нефтей. Такая направленность в изменении распределения легких УВ может свидетельствовать о том, что в венд-кембрийских отложениях Непско-Ботуобинской НГО газоконденсатные скопления с оторочками из относительно тяжелых асфальтово-смолистых нефтей возникают при дифференциации нефти и газа в ходе миграции, т. е. нефти могут превратиться в конденсаты в результате селективного растворения УВ в сжатых газах. В составе конденсатов будут преобладать наиболее низкомолекулярные УВ, растворяющиеся в сжатых газах. Из этого может следовать [7], что в процессе миграции газоконденсатной системы через нефтяные залежи происходит «испарение» из них жидкой фазы, представляющей оторочки газоконденсатных месторождений.
Реальность такого механизма фазовой дифференциации в венд-кембрийских отложениях Непско-Ботуобинской НГО вполне возможна, поскольку в этих отложениях давления начала конденсации жидких УВ из пластовой смеси близки к пластовым давлениям (14,98 и 16,31 МПа соответственно). Вывод, сделанный нами о наличии нефтяной оторочки, на основании направленного изменения состава индивидуальных УВ низкокипящих фракций нефтей в ряду нефть - конденсат, согласуется с ранее полученными данными [6].
Таким образом, выявленные генетические особенности нефтей и конденсатов Западной Якутии дают возможность выявить наиболее информативные параметры, позволяющие устанавливать источники этих нефтей, решать вопросы об условиях формирования залежей углеводородных флюидов и степени их гипергенной преобразованности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Жузе Т.П. Сжатые газы как растворители. М., Наука, 1974.
2. Изменение состава газоконденсатных систем при миграции/В.А. Чахмахчев, Г.И. Юшкевич, Т.Л. Виноградова и др.- Геология нефти и газа, 1974, № 2, с. 45-50.
3. Конторович А.Э., Стасова О.Ф. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли.- Геология и геофизика, 1978, № 8, с. 3-13.
4. Новые реликтовые алканы нефтей/В.М. Макушина, О.А. Арефьев, М.Н. Забродина и др.- Нефтехимия, 1978, т. 18, № 6, с. 847-854.
5. Старобинец И.С. Классификация газоконденсатных залежей, их нефтяных оторочек и конденсатов в связи с условиями формирования.- Труды ВНИГНИ. М., вып. 219, 1980, с. 38-55.
6. Термобарическая характеристика продуктивных пластов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и прогноз фазового состояния залежей УВ / Б.А. Фукс, А.Б. Фукс, В.К. Савинцев и др.- Геология нефти и газа, 1982, № 12, с. 46-50.
7. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983.
Таблица 1 Параметры генетических связей нефтей и ОВ пород по индивидуальному углеводородному составу
|
Генотип нефти |
н-алканы |
н-алканы/ изоалканы |
2- и 3-метилалканы |
12- и 13-метилалканы |
7-метилгептадеканы |
Пристан/ Фитан |
i-С19/i-C18 |
(Г29 + Г30)/Г27 |
Гопаны/ моретаны |
|
I |
С15,17,19 |
1-3 |
5-11 |
7-17 |
0,8-2,0 |
0,5-0,9 |
1-2 |
1-3 |
9-27 |
|
С15, 17 |
2-4 |
6-9 |
3-10 |
0,4-1,4 |
0,9-2,0 |
1-2 |
2-4 |
8-37 |
|
|
II |
C21,23,25 |
6-11 |
2-5 |
- |
0-0,3 |
3-5 |
2-8 |
>8 |
2-6 |
|
C23,25,27 |
4-17 |
1-4 |
0-0,3 |
1-6 |
3-8 |
15-59 |
2-9 |
Примечание. В числителе - данные по нефтям, в знаменателе - по ОВ. Метилалканы и метилгептадеканы нефтях рассчитывались в % на S идентифицированных алканов. Г - гопаны.
Таблица 2 Пределы изменения индивидуальных УВ (н. к.-125 °С) нефтей и конденсатов различных генотипов
|
Генотип нефти |
Групповой углеводородный состав легких фракций н.к.-125 °С, % |
Алканы/цикланы |
Алканы/арены |
Алканы+арены /цикланы |
SЦГ/SЦП |
МЦП/ЦГ |
n-С7/ МЦГ |
i-C6/ нафтены С6 |
ЦГ/n-С6 |
||||||||
|
Sалканов |
Sн-алканов |
Sизоалканов |
SЦикланов |
S ЦГ |
SЦП |
Sаренов |
Бензол |
толуол |
|||||||||
|
I |
69-79 |
35-44 |
31-38 |
14-26 |
8-11 |
6-14 |
4-8 |
1-4 |
3-5 |
2,7-5,7 |
8,9-15,6 |
2,9-6,2 |
0,6-1,4 |
0,8-2,4 |
2-3 |
1,2-2,7 |
0,16-0,43 |
|
72-89 |
23-54 |
33-49 |
8-24 |
4-12 |
3-12 |
2-5 |
0,5-3 |
1-4 |
3-11 |
16-52 |
3-12 |
0,6-1,6 |
1-2 |
2-4 |
1,0-3,9 |
0,10-0,30 |
|
|
II |
30-49 |
15-29 |
14-24 |
42-64 |
31-54 |
8-14 |
5-12 |
0,4-3 |
4-10 |
0,5-1,2 |
2,9-7,2 |
0,5-1,4 |
2,9-6,2 |
0,3-0,4 |
0,1-0,5 |
0,2-0,5 |
0,8-2,6 |
|
32-54 |
16-32 |
15-26 |
38-59 |
27-51 |
7-12 |
3-11 |
0,6-3 |
2-10 |
0,5-1,4 |
3-16 |
0,7-1,5 |
2,4-6,7 |
0,3-0,6 |
0,2-0,4 |
0,2-0,7 |
0,7-2,6 |
|
Примечание. В числителе - данные по нефтям, в знаменателе - по конденсатам.
Рис. 1. Групповой углеводородный состав легких фракций (н. к.- 125 °С) нефтей и конденсатов Западной Якутии:
1 - н-алканы, 2 - изоалканы, 3 - циклогексаны, 4 - циклопентаны, 5 - бензол, 6 - толуол
Рис. 2. Графики распределения величин отношений изомеров алканов и цикланов фракции н. к.- .25° С нефтей и конденсатов Западной Якутии.
Нефти и конденсаты: 1 - I генотипа; 2 - II генотипа.