|
УДК 553.982:550.4:551.73(4704/5) |
Об особенностях состава генетических типов нефтей девонских и нижнекаменноугольных отложений Волго-Уральской НГП
Т.А. БОТНЕВА, Э.М. ГРАЙЗЕР (ВНИГНИ)
Генетическая типизация нефтей позволяет более достоверно решать вопросы формирования УВ скоплений и прогноза их состава и фазового состояния. Предложенное понятие «генетический тип» нефтей определяет преемственность особенностей состава нефтей от генерировавшего его ОВ нефтематеринских пород [1]. Каждая нефтематеринская толща генерирует свой генетический тип нефти.
В настоящее время появилось много работ, в которых доказывается наличие в нефтях биологических метчиков (реликтов), заимствованных от ОВ пород. Эти исследования дают неоспоримые доказательства органического происхождения нефти. Однако для решения задач, связанных с изучением формирования конкретных месторождений, этого недостаточно. Необходимо знать являются ли нефти, залегающие в разных стратиграфических комплексах, генетически едиными, т. е. их генерация связана с одной и той же нефтематеринской толщей или они имели разные источники.
Мы считаем, что каждая нефтематеринская толща, генерируя нефти, передает ей свои «гены», т. е. свои особенности состава и строения как углеводородных, так и неуглеводородных компонентов.
Изучение генетических типов нефтей, представленных из разных регионов страны показало, что наиболее четко эти особенности прослеживаются у нефтей, не подвергшихся сильным вторичным изменениям (гипергенезу, катагенезу и т. д.). Поэтому в качестве критериев для генетической типизации принимались такие показатели, которые существенным образом не изменяются от воздействия на нефть вторичных факторов. Наиболее стойкий к ним показатель - изотопный состав серы, по некоторым данным - отношение пристана к фитану, изотопный состав углерода фракций нефти и т. д.
При генетической типизации нефтей Предкавказья и Прикаспия, Тимано-Печорской НГП нами был разработан комплекс показателей, часть из которых явилась наиболее четкими критериями различия нефтей. Другие параметры имели слабую генетическую информативность, о чем можно судить по широким интервалам колебаний значений в нефтях, залегающих в одних и тех же стратиграфических комплексах. В основу исследований нефтей были положены методы инфракрасной (ИК) и ультрафиолетовой (УФ) спектроскопии, а также данные структурно-группового анализа.
Применение этих методов позволило выявить различия нефтей, залегающих в различных стратиграфических комплексах по структуре парафиновых цепей, ароматических и нафтеновых УВ в отбензиненной части нефти, что является генетическими различиями, обусловленными их генерацией разными нефтематеринскими толщами. На основании проведенных исследований были выделены четыре генетических типа в Прикаспийской НГП (каменноугольный, пермский, триасовый, юрский) и шесть в Тимано-Печорской (ордовикско-нижнесилурийский, силурийско-нижнедевонский, среднедевонский, нижнефранский, верхнедевонско-нижнекаменноугольный, каменноугольно-нижнепермский).
Для оценки информативности критериев генетической типизации нефтей были изучены нефти палеозойских отложений Волго-Уральской НГП, где генетические типы были ранее выделены С.П. Максимовым, Р.Г. Панкиной, Э.М. Галимовым, Н.А. Копровой, В.А. Чахмахчевым, Т.П. Пряхиной и др. С учетом проведенных ранее исследований, для изучения были взяты нефти наиболее типичные для каждого стратиграфического комплекса. Для исследования отбирались мало измененные нефти, не подвергшиеся окислению, о чем свидетельствовало отсутствие на ИК-спектре п. п. 1710 см-1. В основу генетической типизации нефтей положены спектральные показатели, характеризующие структуру парафиновых и ароматических УВ, как наиболее информативных генетических параметров. Были использованы также данные масс-спектрометрии по содержанию ванадиевых и никелевых порфиринов. По всем показателям проведен сравнительный анализ нефтей девонского и нижнекаменноугольного терригенных комплексов в различных тектонических зонах провинции (включая северо-западное обрамление - Бузулукская, Верхнекамская впадины и Степновский вал Саратовско-Волгоградского Поволжья).
Нефти девонских отложений Бузулукской впадины (залежь Крутенькая) и Малиновской зоны (Мухановское месторождение) по физико-химической характеристике обладают средними плотностью и выходом бензинов, невысоким содержанием смол и асфальтенов, а также невысоким насыщением парафино-нафтеновой фракции в отбензиненной части нефти (55 %) и значительным - ароматических УВ (30 %).
В парафиновых цепях обнаруживается небольшое преобладание SСН2-групп на СН3-группами (почти в 1,5 раза) и значительное - СН2-групп в длинных цепях над СН2-группами в коротких. Отношение длинных и коротких парафиновых цепей - коэффициент Ц=6,2.
По данным масс-спектрального анализа в парафино-нафтеновой фракции отмечается повышенное содержание моно-(14,9%) и бициклических (15,6%) нафтеновых УВ.
В нафтено-ароматической фракции в целом выявляется очень высокое суммарное насыщение малоциклических ароматических УВ (МЦА УВ), причем бензольные (Сб) УВ резко преобладают над нафталиновыми (Сн) и фенантреновыми (Сф) УВ: Сб>Сн>Сф. Для девонских нефтей Бузулукской впадины отмечены невысокие содержания ванадиевых порфириновых комплексов.
Нефти нижнекаменноугольных отложений Бузулукской впадины и Малиновской зоны (месторождения Ерыклинское, Мухановское, Бобровское) по сравнению с нефтями девона более легкие, содержат больше бензиновых фракций. Суммарное количество СН2-групп в парафиновых цепях этих нефтей снижается, а SСН3-групп растет (SСН2/SСН3=1,3), что приводит к уменьшению величины отношения SСН2/SСН3-групп. Коэффициент Ц резко увеличивается по сравнению с его величиной в нефтях девона. В нефтях, залегающих в отложениях карбона, значительно меньше моно-(8,7%) и бициклических (11,9%) УВ по сравнению с нефтями из девонских отложений. В составе нафтено-ароматической фракции нефтей нижнекаменноугольных отложений существенно снижается суммарное содержание МЦА УВ за счет уменьшения Сб УВ. При этом снижается содержание Сн, а Сф незначительно увеличивается: Сб/Сн=2,6. Отмечается возрастание количества ванадиевых порфиринов и обнаружены никелевые порфирины.
Нефти, залегающие в девонских отложениях Степновского вала (месторождения Пионерское, Квасниковское, Приволжское, Восточно-Сусловское и др.), преимущественно легкие с более высоким содержанием бензина (26 %) и низкой смолистостью (11 %), с высоким насыщением парафино-нафтеновой фракции в отбензиненной части (70 %) и более низким, чем в девоне Бузулукской впадины, наличием ароматических УВ (23 %).
По данным анализа высококипящей парафино-нафтеновой фракции устанавливается большее преобладание SСН2-групп над SСН3-групп в парафиновых цепях (в 2 раза). По величине Ц=6,2 нефти Степновского вала близки к нефтям Бузулукской впадины.
В нафтено-ароматической фракции нефтей девонских отложений Степновского вала, как и Бузулукской впадины, характерно очень высокое суммарное содержание МЦА УВ (43 %), однако в отличие от нее Сб УВ лишь незначительно преобладают над Сн (Сб/Сн=1,1), а Сн над Сф. Насыщение порфириновых комплексов также невысокое, близкое к их содержанию в нефтях Бузулукской впадины.
В нижнем карбоне отложений Степновской зоны (Восточно-Шумское, Сусловское, Горючкинское, Языковское, Луговское месторождения) нефти также малосмолистые, средней плотности. В парафино-нафтеновых фракциях этих нефтей уменьшается содержание СН2-групп в длинных парафиновых цепях, а SСН3-групп возрастает. Коэффициент Ц также увеличивается. В высококипящей нафтено-ароматической фракции отмечается более низкое чем в девоне суммарное содержание МЦА УВ (35 %); возрастает величина отношения Сб/Сн=1,2. В исследованных нефтях также мало ванадиевых комплексов, а никелевые порфирины отсутствуют.
Нефти девонских продуктивных комплексов Верхнекамской впадины (Андреевское, Кустовское месторождения) существенно отличаются от нефтей из одновозрастных отложений рассмотренных выше зон. Здесь встречены тяжелые, смолистые, высокосернистые нефти с низким выходом бензина. Однако, они не окислены, что подтверждается отсутствием СО-групп в области п. п. 1710 см-1 на ИК-спектрах. Для отбензинен-ной части характерно резкое снижение роли парафино-нафтеновых (до 31 %) и возрастание ароматических УВ (33 %) по сравнению с рассмотренными выше зонами.
По данным ИК-спектра в парафиновых структурах нефтей девона Верхнекамской впадины содержится примерно равное количество SСН2- и SСН3-групп (SСН2/SСН3=1).
Величина коэффициента Ц в этой зоне увеличивается до 9,4. Результаты масс-спектрального анализа также, как и в Бузулукской впадине, выявили повышенное содержание моно-(13,9 %) и бициклических (13,9 %) нафтеновых УВ в нефтях девона. Нафтено-ароматическая фракция отличается по составу от других зон пониженным содержанием МЦА УВ (30 %). В составе последней Сб УВ существенно преобладают над Сн, но количество Сн близко к Сф:Сб/Сн=1,9.
В нефтях этой зоны по сравнению с нефтями других зон характерно резкое возрастание количества ванадиевых (51,3 мг/100 г нефти) и никелевых (7,2 мг/100 г нефти) порфириновых комплексов, что сочетается также с резким увеличением роли смолисто-асфальтеновых компонентов и серы, отражающей их парагенетическую связь (О.А. Радченко, 1955 г., П.Я. Деменкова и Л.Н. Захаренкова, 1969 г. и др).
Нефти Верхнекамской впадины, залегающие в нижнекаменноугольных отложениях, характеризуются незначительным преобладанием СН2-групп над СН3-группами в парафиновых цепях. Соотношение СН2-групп в длинных и коротких цепях резко возрастает, как и в нефтях карбона Бузулукской впадины (до 13,8). По результатам масс-спектрального анализа в нижнем карбоне
Верхнекамской впадины, как и в Бузулукской, характерно более низкое содержание моно- (9,2 %) и бициклических (11,4 %) УВ, чем в девоне.
В нафтено-ароматической фракции характерны очень низкие насыщения Сб, Сн и Сф, значительно ниже, чем в нефтях девона (SС=28,5 %). В составе этой фракции Сб резко преобладают над Сн (С6/Сн=2,1).
Во всех нефтях Верхнекамской впадины обнаружены аномально высокие содержания как ванадиевых, так и никелевых порфиринов, причем в нефтях нижнего карбона их количество еще более возрастает по сравнению с девонскими.
Сопоставление нефтей, залегающих в девонских и в нижнекаменноугольных отложениях Волго-Уральской НГП, позволило выявить их специфические особенности и определить различия в составе нефтей одного и того же стратиграфического комплекса в зависимости от тектонической приуроченности.
Нефти разных тектонических зон, залегающие как в девонских, так и каменноугольных отложениях, различаются по составу и структуре УВ: по содержанию СН2-групп в парафиновых цепях и по величине коэффициента Ц. В нафтено-ароматической фракции в нефтях Среднего и Нижнего Поволжья выявляется высокое суммарное насыщение МЦА УВ - более 40 % в девоне и 36 % в карбоне, в то время как в нефтях Верхнекамской впадины сумма МЦА УВ снижается до 23-30,5 % за счет низких содержаний нафталиновых и особенно фенантреновых УВ. Существенные различия нефтей проявляются и в наличии порфириновых комплексов: нефти Среднего и Нижнего Поволжья характеризуются низким содержанием ванадиевых и никелевых порфиринов, особенно в девонских отложениях, в то время как в девонских и нижнекаменноугольных отложениях Верхнекамской впадины количество их очень велико. Такие же различия отмечены и по величине отношения пристан/фитан (Бузулукская и Верхнекамская впадины <1, в Степновской зоне >1).
Выявленные различия в составе нефтей разных тектонических зон Волго-Уральской НГП, можно, по-видимому, объяснить существованием разных зон генерации с неодинаковым по составу ОВ и разным температурным режимом недр. Об этом свидетельствуют изменения коэффициента Ц в парафино-нафтеновой фракции нефти, отражающие особенности структуры парафиновых цепей. В нефтях северных зон генерации наблюдается преобладание длинных цепей в структуре парафиновых УВ, в южных - их сокращение. Эти различия могут быть связаны с увеличением доли гумусовой составляющей в ОВ первых и сокращением - в последних. Об этом же свидетельствует и параллельное увеличение ванадиевых порфиринов в нефтях северных зон генерации, особенно в Верхнекамской впадине.
О различном влиянии температуры недр на генерацию УВ и геохимическую превращенность флюидов на более поздних стадиях катагенеза свидетельствует соотношение СН2- и СН3-групп в парафиновых цепях. Отмечаемое в зонах более высоких температур возрастание в парафиновых цепях СН2-групп и снижение СН3-групп, свидетельствует о катагенетических изменениях нефтей. На это указывает и общее возрастание содержания парафино-нафтеновых УВ в отбензиненной части нефти и снижение степени их циклизации.
Нефти девона и нижнего карбона Волго-Уральской НГП различаются между собой по количеству СН2- и СН3-групп в парафиновых цепях и по соотношению длинных и коротких цепей (SСН2-групп) в девоне выше, чем в карбоне. Ц - наоборот, в девоне ниже, чем в карбоне.
Как показали проведенные исследования, нефти девонских и каменноугольных отложений, различаются по ряду генетических параметров, по усредненным значениям в целом по всем тектоническим зонам и по конкретным значениям - четко в пределах каждой зоны. По усредненным данным в Бузулукской впадине и Степновской зоне нефти девонских отложений отличаются от нефтей карбона более высоким содержанием СН2-групп в парафиновых цепях и низким СН3-групп. В Верхнекамской впадине картина обратная. В каждой из рассмотренных тектонических зон эти различия четкие, также как и различия в генетическом показателе Ц. По усредненным данным для парафиновых УВ каменноугольных нефтей Бузулукской впадины и Степновской зоны характерны более высокие значения Ц, чем в девонских нефтях обеих зон. В этих тектонических зонах в каменноугольных нефтях значительно преобладают более длинные парафиновые цепи с числом СН2-групп 4 и более, по сравнению с короткими, с числом СН2-групп 1-2. В Верхнекамской впадине - наоборот.
Весьма информативными генетическими показателями для разделения нефтей Волго-Уральской НГП на генетические типы являются суммарное содержание МЦА УВ н соотношение Сб, Сн и Сф в нафтено-ароматической фракции. Нефти, залегающие в девонских отложениях, отличаются регионально более высокими содержаниями S МЦА УВ (более 40 %) по сравнению с нефтями карбона (до 32 %).
В нефтях разных генотипов содержится разное количество порфиринов, причем максимальным их насыщением в пределах каждой тектонической зоны характеризуются нефти нижнекаменноугольных отложений.
Нефти, залегающие в девонских и каменноугольных отложениях, различаются по такому генетическому показателю как соотношение моно- и бициклических нафтеновых УВ. Так, в девоне имеется больше моноциклических УВ, нефти нижнего карбона характеризуются низким их содержанием.
Приведенные выше данные о различии девонских и каменноугольных нефтей по ряду генетических критериев свидетельствуют о наличии двух генетических типов нефтей, один из которых приурочен к девонским отложениям, а второй - к каменноугольным. О наличии в Волго-Уральской НГП «девонского» и «каменноугольного» генетических типов нефтей, которые выделялись по другим параметрам (в частности по изотопному составу серы, УВ-составу и др.), писали в своих работах Р.Г. Панкина, Т.Н. Пряхина, С.П. Максимов, Н.А. Еременко, Т.А. Ботнева и др.
Как отмечалось выше в данном исследовании комплекс генетических критериев включал параметры, отражающие, главным образом, структурные особенности УВ высококипящих фракций нефтей (кипения). Эти критерии применялись ранее для выделения генетических типов нефтей в мезозойских и палеозойских отложениях Прикаспийской НГП и палеозойских - Тимано-Печорской.
В качестве генетических критериев нами использовались коэффициент Ц, содержание моно-, би-, трициклических нафтенов, количество бензольной, нафталиновой и фенантреновой ароматики и их соотношения.
Исследования нефтей Волго-Уральской НГП подтвердили возможность широкого применения структурных особенностей УВ парафино-нафтеновой и нафтено-ароматических фракций для выделения генетических типов нефтей. Сопоставление генетических параметров палеозойских нефтей Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Прикаспийской НГП показало, что абсолютные значения для нефтей, залегающих в одноименных стратиграфических комплексах этих провинций, не являются идентичными, но они в пределах каждой НГП четко различаются в нефтях, генерированными разными нефтематеринскими породами, т. е. в нефтях разных генетических типов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Ботнева Т.А. Генетическая типизация нефтей. // Тр. ВНИГНИ,- 1978.- Вып. 205.- С. 63-75.
2. Панкина Р.Г. Геохимия изотопов серы нефтей и органического вещества.- М.: Недра.- 1978.
3. Пряхина Т.И., Федоров Ю.В. Генетические типы нефтей нижнекаменноугольных отложений Пермского Прикамья // Тр. ВНИГНИ.- 1981.- Вып. 233.- С. 108-115.
4. Якубсон З.В., Тихомиров В.И., Чахмахнев В.А. О генетической связи нефтей с ОВ палеозойских отложений Пермского Приуралья // Геология нефти и газа.- 1980.- № 7.- С. 32-38.