|
УДК 553.982:550.4(479.24) |
| Ф.М. БАГИР-ЗАДЕ |, Ф.Р. БАБАЕВ, З.Г. АМЗОЯН Азербайджанский гос. ун-т
Металлопорфириновые комплексы нефтей имеют важное геохимическое значение при рассмотрении вопросов формирования залежей нефти и газа, поскольку эти химические соединения, по мнению ряда исследователей [3], сохраняют свой углеродный скелет в течение длительного геологического времени.
Металлопорфириновые комплексы извлекались из нефти по методике, предложенной ранее [4]. Порфирины обнаружены во всех анализируемых пробах нефти. Общим признаком исследованных нефтей является наличие в их составе только никелевого комплекса порфиринов (таблица), содержание которого определялось как в конденсатах, так и в нефтях морских месторождений Азербайджана и колеблется от нуля до 3,6 мг/100 г нефти. Подобное распределение их в нефтях связано с фациальной обстановкой накопления исходного нефтематеринского ОВ, влияющего на сохранность порфириновых структур.
В связи с тем, что изучение и выявление взаимосвязи между содержанием серы и металлопорфиринов представляет научный интерес для выяснения вопроса происхождения нефти, нами рассмотрено распределение вышеуказанных компонентов по нефтям отдельных изученных месторождений.
Исследуемые нефти малосернистые, в редких случаях содержание серы составляет ~0,8 %. Причем, как правило, с возрастанием плотности нефти, наблюдается увеличение содержания серы, что, по-видимому, связано с выветриванием легкой части нефти и ее окислением, поскольку это характерно для скважин, расположенных вблизи тектонических нарушений. Установлено, что сера преобладает в высококипящих фракциях. Повышенная геохимическая активность серы, связанная с окислительно-восстановительными и микробиологическими свойствами, определяет неодинаковое ее содержание в нефтях различных месторождений Азербайджана.
Нефти и конденсаты месторождений Бакинского архипелага - Сангачалы-море (VII горизонт), Дуванный-море (VII), о. Булла (VII) и Булла-море (V-VII) - малосернистые (0,1-0,3%). Нефти месторождений Апшеронского порога - б. Апшеронская (КС), б. Дарвина (КС, ПК), о. Жилой (ПК, КаС), Ази-Асланова (КаС) и площадь 28 Апреля (X, свита «перерыва») имеют несколько повышенное содержание серы (0,3-0,8%). В нефтях свиты «перерыва» месторождений Нефтяные Камни и площади 28 Апреля количество серы в два раза выше, чем в нефтях одноименной свиты Песчаный-море, Бахар и VII горизонта месторождений Сангачалы-море, Дуванный-море, о. Булла и Булла-море, хотя плотности их примерно одинаковые (0,857- 0,888 г/см3).
Установлена взаимосвязь между количеством серы и качественным составом порфиринового комплекса. Так, в малосернистых палеоген-неогеновых нефтях Азербайджана в основном отмечен только никель-порфириновый комплекс.
В нефтях Бакинского архипелага содержание никель-порфиринового комплекса колеблется от нуля до 0,6 мг/100 г нефти, что характерно и для Апшеронской НГО: Песчаный-море (0-0,6), Бахар (0-0,6) и площадь Южная (0). Отсутствие никель-порфиринового комплекса установлено здесь только в конденсатах. В нефтях Апшеронского порога никель-порфирины составляют 1-3,6 мг/100 г нефти. Это указывает на генетическое родство нефтей никель-порфиринового комплекса Апшеронского порога. Никель-порфириновые комплексы обнаружены также в нефтях месторождений Нефтяные Камни и б. Дарвина [2]. В нефтях идентичных горизонтов с погружением пласта (для отдельных скважин, отобранных с одинаковым значением плотности) наблюдается некоторое повышение доли никель-порфиринов и серы, такая же картина прослеживается и с увеличением глубины, что, видимо, объясняется их высокой поверхностной активностью. При сравнении нефтей VII горизонта Бакинского архипелага с нефтями идентичного горизонта свиты «перерыва» Апшеронской НГО выявлено, что содержания никель-порфиринов и серы в них взаимно связаны. Так, малосернистые нефти VII горизонта месторождений Сангачалы-море, Дуванный-море, о. Булла и Булла-море, где никель-порфирины составляют 0,4-0,5 %, сходны с нефтями свиты «перерыва» месторождений Апшеронской НГО - Песчаный-море, Бахар и площадь Южная - по содержанию серы (0,2 %) и никель-порфиринов (0,5-0,6 %) и отличаются от нефтей свиты «перерыва» Апшеронского порога - Нефтяные Камни и площадь 28 Апреля (никель-порфирины 1,3-1,6, сера 0,5 %). С повышением количества серы наблюдается увеличение никель-порфиринов. Подобные отличия связаны не только с условиями седиментации, но и с геохимическими особенностями преобразования ОВ в нефть. Так, минимальная доля никель-порфиринового комплекса в нефтях ряда месторождений Азербайджана обусловлена термокатагенезом.
Геохимические процессы, протекающие в недрах, изменяют содержания в нефтях никеля и ванадия, а отношение ванадий/ никель, как отмечено в литературе, в основном не подвергается заметному изменению под действием внешних факторов, что нами было использовано для корреляции нефтей. Для изучения направленности колебаний концентрации порфиринов в нефтях по разрезу были рассмотрены результаты содержания порфиринов и отношение ванадий/никель в нефтях одних и тех же свит различных месторождений Апшеронского архипелага. Отмечено, что в целом при погружении одноименных горизонтов среднее значение содержания порфиринов в нефтях этих горизонтов увеличивается. Из таблицы следует, что нефти верхнего отдела ПТ включают меньше порфиринов, чем нижнего отдела. Такое распределение металлопорфириновых комплексов в нефтях естественно и соответствует количеству в них смолисто-асфальтеновых компонентов. Известно, что плотность нефтей по разрезу месторождений Апшеронского архипелага увеличивается при одновременном возрастании содержания смолисто-асфальтеновых компонентов. В связи с тем, что металлопорфириновые комплексы нефтей сконцентрированы в основном в смолах, наблюдаемое распределение их вполне закономерно.
Ванадий и никель наследуются нефтью из материнского ОВ, поскольку экспериментальные исследования убедительно показали невозможность поступления ванадия и никеля в «готовую» нефть из окружающей среды, а наоборот, при контакте с породами нефть не обогащается, а обедняется ими. Ванадий поглощается породами в большей степени, чем никель. Это особенно отчетливо видно на примере многопластовых месторождений Песчаный-море и Бахар, где содержание ванадия с глубиной возрастает от 0,001 (V горизонт) до 0,011 % (КаС) и от 0,01 (X горизонт) до 0,02 % (свита «перерыва»). Наблюдается также увеличение количества ванадия при погружении одноименного пласта. Так нефть свиты «перерыва» месторождения Песчаный-море содержит 0,01 % ванадия, а нефть того же пласта месторождения Бахар 0,02 %. С возрастанием глубины аналогичная картина наблюдается в отношении содержания никеля в нефтях.
Содержание ванадия и никеля в золах нефтей Бакинского архипелага составляет 0,04-0,14 и 1,03-2,62%, золы 0,04-0,08 %, а в золах нефтей Апшероно-Прибалханского порога (2,6-7,2)*10-1 и 4,9-9,6 %, золы 0,01-0,04 соответственно. В таблице приведены усредненные количества ванадия и никеля в золе нефтей месторождений Песчаный-море и Бахар - 0,06-0,07 и 6,7-7,9 %, золы 0,06 %. Следовательно, зольность нефтей месторождений Сангачалы-море, Дуванный-море, о. Булла, Песчаный-море, Бахар выше, чем нефтей месторождений Апшеронского порога. Отличительной особенностью нефтей морских месторождений Азербайджана является преобладание никеля над ванадием. Таким образом, сходство состава и свойств порфиринов в исследуемых нами нефтях различных свит ПТ является следствием их генетической близости. Наблюдающиеся отличия в составе порфиринов нефтей из различных нефтегазоносных районов, по-видимому, связаны с различными геолого-геохимическими условиями накопления и преобразования ОВ. Отсутствие в нефтях ванадий-порфиринового комплекса, очевидно, объясняется не только отсутствием (или малым содержанием) ванадия в нефтях и породах, неосерненностью нефтей, но и их меньшей термоустойчивостью по сравнению с никель-порфириновыми комплексами.
Установлено, что при фильтрации нефтей происходит перераспределение никель-порфиринового комплекса по полярности за счет их различных адсорбционных свойств, что подтверждается увеличением глубины залегания нефти. Это явление, связанное с адсорбционными эффектами, можно применять в качестве геохимического индикатора направленности миграции нефти.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей и их использование при геохимических исследованиях и изучение процессов миграции.- М.: Недра.-1974.
2. Самедова Ф.И., Агаева Р.М., Ибадзаде А. Д. Порфирины в азербайджанских нефтях. // Хим. состав нефтей и нефтепродуктов. Тезисы докладов Всесоюзной конференции. Тбилиси. 1-5 октября - 1984.- М.,- 1984.
3. Серебренникова О.В., Белоконь Т.В. Геохимия порфиринов.- Новосибирск: Наука.- 1984.
4. Современные методы исследования нефтей / Под ред. А.И. Богомолова и др.- Л.: Недра.- 1984.
|
Месторождение |
Порфирины, мг/100 г нефти |
S, % |
V |
Ni |
V/Ni |
Зольность, % |
|
Бакинский архипелаг |
||||||
|
Сангачалы-море |
0,3-0,5 |
0,1-0,2 |
0,04 |
1,03 |
0,04 |
0,08 |
|
0,4 |
0,15 |
|||||
|
Дуванный-море |
0,3-0,5 |
0,1-0,3 |
0,14 |
2,62 |
0,05 |
0,04 |
|
0,4 |
0,2 |
|||||
|
о. Булла |
0,3-0,5 |
0,1-0,3 |
0,10 |
2,59 |
0,04 |
0,04 |
|
0,4 |
0,2 |
|||||
|
Булла-море |
0-0,5 |
0-0,2 |
- |
- |
- |
- |
|
0,4 |
0,2 |
|||||
|
Апшеронская НГО |
||||||
|
Песчаный-море |
0-0,7 |
Следы -0,3 |
0,06 |
7,9 |
0,01 |
0,06 |
|
0,5 |
0,2 |
|||||
|
Бахар |
0,5-0,6 |
0,1-0,2 |
0,07 |
6.7 |
0,01 |
0,06 |
|
0,6 |
0,2 |
|||||
|
Апшероно-Прибалханский порог |
||||||
|
б. Апшеронская |
1,0-1,5 |
0,3-0,5 |
- |
- |
- |
- |
|
1,3 |
0,4 |
|||||
|
б. Дарвина |
2,1-3,1 |
0,4-0,6 |
0,26 |
5,3 |
0,05 |
0,03 |
|
2,8 |
0,5 |
|||||
|
Площадь Южная |
Следы |
0,1 |
- |
- |
- |
- |
|
о. Жилой |
1,8-2,0 |
0,4-0,5 |
- |
- |
- |
- |
|
1,9 |
0,4 |
|||||
|
о. Артем |
1,7-2,8 |
0,5-0,6 |
0,72 |
9,6 |
0,07 |
0,02 |
|
2,2 |
0,5 |
|||||
|
Ази-Асланова |
1,7 |
0,4 |
- |
- |
- |
- |
|
Грязевая сопка |
1,3-3,6 |
0,3-0,5 |
- |
- |
- |
- |
|
2,1 |
0,4 |
|||||
|
Нефтяные Камни |
1,1-2,4 |
0,4-0,7 |
0,27 |
4,9 |
0,05 |
0,02 |
|
1,7 |
0,5 |
|||||
|
28 Апреля |
1,0-2,6 |
0,3-0,6 |
- |
- |
- |
- |
|
1,6 |
0,5 |
|||||
Примечание. Дробь: в числителе - пределы колебаний, в знаменателе - средние значения.