УДК 547.912:553.061.3

Распределение алканов в нефтях и конденсатах плиоценовых отложений Южно-Каспийской

мегавпадины

В.З. СИМХАЕВ (АзИНЕФТЕХИМ)Алканы, являясь катаболически и химически менее активными, чем олефины, энергетически более устойчивы и из всех биологических молекул имеют наибольшее геохимическое значение. Основная часть этих УВ сохраняет реликтовую целостность структур.

Для выявления трансформных процессов УВ в зоне катагенеза и гипергенеза особый интерес представляет изучение в нефтях количественного содержания н-алканов и изопреноидов. Анализируя состав и распределение хемофоссилий, можно не только выявить степень катагенетической и гипергенной эволюции нафтидов, но и разработать их химическую и генетическую типизацию.

Первые сведения о содержании н-алканов в нефтях Азербайджана имеются в работах Г.И. Сафоновой (1972 г.). Позже Ал.А. Петров и др.. [1], указывают на наличие хемофоссилий в нефтях залежей Гюргяны-море и Грязевая сопка. Первые из них содержат 3-4 % изопреноидов С₁₀-С₂₀, причем максимум концентраций приходится на долю тетраметилпентадекана и тетраметилгексадекана, а минимум - на 2,6-диметилдекан и 2, 6, 10-триметилте-традекан.

В нефтях залежи Грязевая сопка содержалось незначительное количество изопреноидов и отсутствовали н-алканы.

Принимая во внимание соотношения н-алканов и изопреноидных УВ можно выделить классы: I - нефти супрагипергенные (отсутствуют н-алканы и изопреноиды); II- нефти гипергенные (отсутствуют н-алканы, присутствуют изопреноиды); III - нефти супрамезокатагенные (присутствуют н-алканы и изопреноиды; IV - нефти мезокатагенные (присутствуют н-алканы и отсутствуют изопреноиды). В пределах указанных классов возможны различные сочетания соотношений изопреноиды/н-алканы, i-С₁₉/i-С₂₀ и др.

Нефти плиоценовых отложений ЮКМВ по содержанию в них н-алканов и изопреноидов относятся к первым трем классам. Супрагипергенные нефти встречаются в апшеронских и красноцветных отложениях Юго-Западной Туркмении. В пределах западного борта ЮКМВ они обнаружены в отложениях ПТ площадей Апшеронского полуострова и Апшеронского архипелага, а также на месторождениях Нижнекуринской впадины. Гипергенные нефти найдены на площадях Юго-Западной Туркмении (Дагаджик, Небит-Даг, Гогрань-Даг, Камышлджа, Бурун) и в Азербайджане (Нефтяные Камни, Грязевая сопка, Балаханы-Сабунчи-Раманы, Кюровдаг и др.) Супрамезокатагенные нефти присутствуют в плиоценовых отложениях Юго-Западной Туркмении (Котур-Тепе, Барса-Гельмес, Небит-Даг, Кум-Даг, Окарем и др.) и в ПТ отложений Азербайджана (Нефтяные Камни, о. Песчаный, Бахар, Сангачалы-море и др.)

Предложенная схема классификации нефтей базируется на геохимической эволюции ОВ и УВ на отдельных стадиях литогенеза, когда на различных термобарических уровнях происходит дифференцированная деструкция и накопление определенных групп хемофоссилий, характеризуемых различной степенью устойчивости биомолекул живого вещества.

История геологического развития ЮКМВ, термобарический режим и литофизическая композиция разреза осадочных образований наложили свой отпечаток на геохимию УВ. Неоднозначные и разноамплитудные тектонические подвижки привели к формированию различных типов нефти. Встречаются нефти нафтеновые, нафтено-метановые и метано-нафтеновые. В приподнятых, близко расположенных к дневной поверхности и осложненных разрывными нарушениями структурах, встречаются нефти как супрагипергенные, так и гипергенные. На гипергенную деградацию нафтидов указывают процессы, сопровождающиеся вырождением алканов и увеличением содержания полиметиленовых и ареновых структур. На площадях Апшеронского архипелага, Нижнекуринской впадины, Прибалханской зоны поднятий отсутствие н-алканов и изопреноидов объяснялось процессами биодеградации. Глубина проявления этого процесса может быть различной, от 150 до 1200- 1500 м, в отдельных случаях до 2700 м (Кюровдаг). На месторождениях Западной Туркмении в отложениях с повышенной карбонатностью даже и на глубине 3500- 4200 м встречаются нефти, не содержащие н-алканов.

Различная интенсивность биодеградации приводит к формированию разнотипных нефтей. Причем УВ потребляются бактериями избирательно: сначала н-алканы, затем - изопреноидные алканы. Этот процесс наиболее четко фиксируется по нефтям отложений НКТ (рис. 1). Уменьшение содержания н-алканов в нефтях вверх по разрезу отложений завершается их полным исчезновением. Вслед за н-алканами уничтожаются изопреноидные УВ. Интересным является то, что в интервале активного окисления н-алканов происходит интенсивное накопление в нефтях изопреноидных алканов, которые исчезают после полного уничтожения н-алканов (см. рис. 1,2.4).

Лабораторные исследования показывают, что вниз по разрезу в нефтях плиоценовых отложений ЮКМВ увеличивается содержание н-алканов и уменьшается количество изопреноидных УВ (см. рис. 2, 3). В то же время по мере роста количества н-алканов увеличивается отношение i-C₁₉/i-С₂₀. Казалось бы, по мере возрастания метаморфизма нефти с глубиной, наряду с увеличением содержания н-алканов, отношение пристан/фитан должно уменьшаться, так как преобладание н-алканов почти всегда ассоциируется с преобладанием фитана над пристаном [3]. Однако в ЮКМВ фиксируется обратная зависимость: по мере уменьшения отношения изопреноидов к н-алканам i-C₁₉/i-C₂₀ увеличивается (см. рис. 4). Так, в пределах Бакинского архипелага на площади Дуванный-море отношение пристана к фитану возрастает от 1,36 в V горизонте (3470 м) до 1,55 в VII (3580 м), а Sизопреноидов/Sн-алканов уменьшается соответственно до 1,22-0,42. В нефтях залежей б. Жданова i-C₁₉/i-C₂₀ увеличивается от 1,44 (VIII горизонт, 3337 м) до 1,69 (X горизонт, 3774 м). На Челекене отношение пристан/фитан увеличивается от 1,17 (VI горизонт, 1460 м) до 1,33 (X горизонт, 2560 м). В Котур-Тепе пристан/фитан возрастает от 1,08 (III горизонт, 1633 м) до 1,5 (НК₈, 3975 м).

Иначе изменяются соотношения пристан/фитан и S изопреноидов/S н-алканов с гипсометрической глубиной в пределах залежей. Например, в нефтях VII горизонта Бакинского архипелага были определены парафиновые УВ изопреноидного и нормального строения, причем отношение изопреноиды/к-алканы составляет 0,37-1,28, а пристан/фитан- 1,15-2,16. Установлено, что с ростом глубины залегания нефти на структурах Сангачалы-море и Дуванный-море пристан/фитан снижается соответственно до 1,38- 1,16 и 2,16-1,19, а отношение изопреноиды/н-парафины увеличивается-0,74-1,28 и 0,37-0,91. Сокращение отношения пристана к фитану в этих случаях связано с падением содержания в высокомолекулярной части парафинонафтеновых УВ. Поэтому в дальнейшем следует при изучении парафиновых УВ нормального и изопреноидного строения обращать внимание на то, в пределах каких территорий (масштабов) осуществляется исследование: в пределах одной залежи или одного и того же регионально выдержанного нефтеносного пласта, разреза. В каждом конкретном случае, естественно, будут проявляться специфические особенности изменения нефтей.

Увеличение содержания пристана в нефтях плиоценовых отложений ЮКМВ с глубиной разреза свидетельствует об их связи с зонами глубокого катагенеза ОВ, находящихся либо в мезозойско-палеогеновых (для бортовых зон), либо в палеоген-миоценовых отложениях (в пределах шельфа и глубоководной части Южного Каспия). Сказанное вполне согласуется с экспериментальными исследованиями (С.Д. Пустильникова и др., 1973 г.), когда нагревание смеси фитола и алюмосиликатного катализатора до 200 °С сопровождалось в начальной стадии эксперимента образованием фитана, а позже С₁₅, С₁₆, С₁₈ и пристана. Как видим, пристан образуется с некоторой задержкой относительно фитана, т. е. на более поздних стадиях. По мнению Ал.А. Петрова, этот процесс имеет место и в реальных условиях нефтеобразования, так как преобладание пристана в генетически однотипных нефтях обычно наблюдается в катагенно более зрелых объектах [2].

Экспериментально доказано [3], что пристан и фитан могут быть получены при высоких температурах и давлениях из фитольной цепи хлорофилла, входящей в матрикс керогена. На больших глубинах при катагенетической деградации керогена происходит высвобождение фитольной цепи с последующей генерацией изопреноидных УВ. Таким образом, на высокой стадии метаморфизма ОВ возможно выделение изопреноидов, присоединенных в виде эстеров к керогену и механически им захваченным [3].

Высокие стадии катагенеза (термометаморфизма) РОВ связываются [4] с устойчивым возрастанием в нефтях и конденсатах величины соотношения пристан/фитан, что обусловлено процессами эволюционного преобразования УВ части РОВ на разных стадиях его катагенеза [4].

Содержание изопреноидов и отношение пристана к фитану в конденсатах может возрастать и уменьшаться со стратиграфической глубиной. Если многопластовое газоконденсатнонефтяное месторождение представлено несколькими газоконденсатными и газоконденсатнонефтяными залежами, то в интервале распределения газоконденсатных залежей количество изопреноидов и отношение пристана к фитану в конденсатах с глубиной разреза увеличивается. В случае смены газоконденсатных залежей газоконденсатнонефтяными, присутствие изопреноидов в жидкой фазе снижается при одновременном уменьшении коэффициента пристан/фитан. Например, на многопластовом газоконденсатнонефтяном месторождении Бахар концентрация изопреноидов в конденсатах газоконденсатных залежей VI, VII горизонтов увеличивается в среднем от 4,7 до 5,2, а отношение пристана к фитану соответственно составляет 2,2 и 2,9. В газоконденсатнонефтяной залежи горизонта Х_н, где нефтяная оторочка обладает наибольшей мощностью и начальными запасами, изопреноиды (1,7 %) и отношение пристана к фитану (1,5) выражаются величинами меньшими, чем в газоконденсатных. Причем, в газоконденсатнонефтяных залежах уменьшение этих параметров происходит соответственно росту высоты и начальных запасов нефти нефтяных оторочек. Так, если в горизонте Х_в высота нефтяной оторочки составляет 63 м, а в горизонте Х_н - 88 м, начальные запасы нефти соответственно равны 5,4 и 6,7 усл. ед., то концентрация изопреноидов в этих пластах в среднем уменьшается от 2,8 до 1,7 %, а отношение пристан/фитан снижается с 1,8 до 1,5, тем самым приближаясь к абсолютным величинам, характерным для нефтяных залежей.

В конденсатах Юго-Западной Туркмении [5] величина отношения пристан/фитан выше, чем в нефтях. Однако, конденсаты, отобранные из залежей, имеющих существенную нефтяную оторочку характеризуются величиной отношения пристан/фитан, приближающейся к найденному для нефтей. Установлено, что изопреноидные УВ в большем количестве содержатся в конденсатах, чем в нефтях, что обусловлено значительно большим насыщением легких фракций и, как следствие этого, низкомолекулярных ди- и тризамещенных структур [5]. В Юго-Западной Туркмении, как и в Азербайджане, отношение пристана к фитану в конденсатах уменьшается вниз со стратиграфической глубиной, по мере приближения к нефтяным УВ. Так, в НКТ отложений площади Бурун пристан/фитан в конденсатах снижается от 1,8 до 1,37, а в Котур-Тепе уменьшается от 1,72 до 1,38.

Наряду с региональными исследованиями высокомолекулярных алканов изучены особенности изменения содержания н-алканов высокомолекулярных дистиллятов нефтей в пределах глубокопогруженных залежей (Сангачалы-морс, Дуванный-море). Полученные хроматограммы концентрационного распределения индивидуальных н-алканов в нефтях площадей Сангачалы-море и Дуванный-море показали, что в направлении от свода залежи к пониженной части структуры (у ВНК) происходят своеобразные деструктивные процессы. Если на площади Сангачалы-море содержание высокомолекулярных парафинов во фракции 200-500 °С увеличивается в интервале 4138-5000 м соответственно от 9 до 19,8 %, то на поднятии Дуванный-море (IV блок), наоборот, эти параметры уменьшаются с погружением нефтеносного объекта. Так, в скважине, находящейся ближе к продольному нарушению сводовой части залежи (3001 м), количество н-алканов составило 14 %, а на погружении (3806 м) 6 %. В то же время концентрация н-алканов С_13-19 на поднятии Сангачалы-море увеличивается с погружением пласта от 4,1 до 8,6%, а количество н-алканов С_20-32 возрастает от 4,5 до 10,2 %. На площади Дуванный-море содержание н-алканов С_13-19 уменьшается от 7,5 на своде до 2,4 % у ВНК, а количество н-алканов С_20-32 снижается с 7,6 до 3,4 %, Однако, несмотря на это отмечается единая особенность - уменьшение степени превращенности н-алканов (С_13-19/С_20-32) от повышенных зон к пониженным. Для Сангачалы-море это соотношение меняется в пределах 0,91-0,84, а Дуванный-море 0,94-0,72. Интенсивная деградация среднемолекулярных н-алканов на площадях Сангачалы-море и Дуванный-море связывается нами с процессами водного воздействия на залежь. Температурные условия пласта вполне удовлетворяют бактериальному влиянию на УВ.

Итак, полученные результаты исследований позволяют выделить четыре класса нефти, отличающихся между собой по соотношению н-алканов и изопреноидов. Образование первых двух классов нефтей обусловливается процессом биодеградации, а третьего и четвертого - термокаталитическими процессами нефтей.

С глубиной стратиграфического разреза наблюдается увеличение отношения пристана к фитану в нефтях плиоценовых отложений. То же отмечается и для конденсатов газоконденсатных залежей. В газоконденсатнонефтяных скоплениях его меньше, чем в газоконденсатных. Причем, по мере увеличения мощности и начальных запасов нефти оторочки газоконденсатнонефтяных залежей величина отношения пристана к фитану снижается, приближаясь по абсолютной величине к характерной для нефтяной залежи.

По мере уменьшения отношения изопреноидов к н-алканам величина пристан/фитан возрастает.

В пределах залежи с ростом глубины залегания нефти снижается коэффициент пристан/фитан и растет отношение изопреноиды/н-парафины. Сокращение отношения пристана к фитану в залежи с гипсометрической глубиной связано с падением содержания в высокомолекулярной части нефти парафино-нафтеновых УВ.

Пользуясь величинами концентрационного содержания н-алканов и изопреноидов, можно решать не только теоретические вопросы генезиса нефти, формирования, сохранения и разрушения залежей, но дать вполне конкретные рекомендации по осуществляемым процессам воздействия на залежь. Характер изменения индивидуальных н-алканов, в процессе разработки залежи может быть использован как один из признаков контроля перемещения контуров нефтеносности и ВНК.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Изопреноидные углеводороды нефтей / Ал.А. Петров, А.Л. Цедилина, С.Д. Пустильникова и др. // Нефтехимия.- 1973.- Т. XIII.- № 6.- С. 779-785.

2. Петров Ал.А. Углеводороды нефти - М.: Наука.- 1984.

3. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти.- М.: Мир.- 1981.

4. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Якубсон З.В. Анализ состава углеводородных систем и его значение в раздельном прогнозе нефтегазоносности недр (на примере месторождений Предкавказья) // В кн. Эволюция нефтегазообразования в истории Земли.- М.: 1984. С. 251-252.

5. Закономерности распределения изопреноидных углеводородов в нефтях и конденсатах Юго-западной Туркмении / В.К. Солодков, В.С. Драгунская, В.Ф. Камьянов и др. // Нефтехимия.- 1975,- Т. XV.- № 1 - С. 4-8.

Рис. 1. Изменение содержания н-алканов и изопреноидов в нефтях HKT отложений глубиной (восточный борт ЮКМВ):

1 - н-алканы, 2 - изопреноиды, 3 - область распределения н-алканов, 4 - область распределения изопреноидов

Рис. 2. Изменение содержания н-алканов в нефтях плиоценовых отложений ЮКМВ с глубиной:

1 - западный борт, 2 - восточный борт

Рис. 3. Изменение содержания изопреноидных УВ в нефтях плиоценовых отложений ЮКМВ с глубиной:

1 - западный борт, 2 - восточный борт

Рис. 4. Изменение величины i-C₁₉/i-C₂₀ в зависимости от отношения изопреноиды/н-алканы в ЮКМВ:

1 - западный борт, 2 - восточный борт. 3 - общая кривая