К оглавлению	УДК 547.51+514.665.613
	© Коллектив авторов, 1991

Состав битумов западных районов Татарии

Г.П. КУРБСКИЙ, Г.П. КАЮКОВА, Р.К. ГАБИТОВА, Л.3. НИГМЕДЗЯНОВА, Р.И. МУТАЛАПОВА, Г.В. РОМАНОВ (ИОФХ им. А.Е. Арбузова КНЦ АН СССР)

В связи со значительной выработкой основных промышленных месторождений Татарии все большее внимание привлекают исследования пермских битумов, относящихся к классам тяжелых, высоковязких нефтей и мальт. Изучение различных закономерностей в их составе и свойствах имеет не только практическое значение для решения вопросов их рационального поиска, извлечения и переработки, но и теоретическое, связанное с вопросами преобразования нефтей в природных условиях и перспектив отдельных районов. В этом плане определенный интерес представляют битумы и нефтепроявления западной части Татарии, охватывающей 38 % ее территории, где выявлены крупное Сюкеевское месторождение битума и отдельные микронефтепроявления.

Сюкеевское месторождение природного битума приурочено к двум пластам доломитов верхнеказанского яруса, разделенным и подстилаемым пластами гипса. Содержание битума в I пласте (мощность 6 м) составляет 0,18-3,5 %, во II (мощность до 12 м) доходит до 9,5 %. Залежи сопутствуют гнезда и пропластки самородной серы. Битум пропитывает карбонатные и песчаные породы, встречается совместно с кристаллами гипса, кальцита и кварца в полостях доломитовых конкреций, а также в пустотах, образовавшихся при выщелачивании гипса.

Отбор проб сюкеевского битума проведен в интервале глубин от 11,5 до 40,3 м (табл. 1). Исследования показали, что содержание битума варьирует в зависимости от характера вмещающих пород от 1,1 до 9,2 % в I (верхнем) пласте и от 1,8 до 3,5 % во II (нижнем). Содержание битума в образце Улеминского месторождения, отобранном на глубине 1-3 м, составляет 3,7 %.

Битумы практически не содержат бензиновых фракций. Температура начала кипения битумов I пласта последовательно возрастает с глубиной от 156 до 275 °С, для битумов II пласта наблюдается обратная зависимость: температура начала кипения возрастает снизу вверх от 240 до 265 °С. Возможно, это связано с зоной активного водообмена, находящейся между пластами. Улеминский битум, несмотря на то что он находится практически на поверхности, имеет температуру кипения около 150 °С. Содержание ванадилпорфириновых комплексов изменяется в пределах от 11,6 до 65 мг/100 г нефти. Однако следует отметить, что характерной для нефтей Татарии закономерности роста содержания порфиринов с увеличением содержания серы [2] в данном случае не наблюдается. Возможно, это несоответствие является следствием разрушения порфиринов в окислительной обстановке или же вызвано примесью элементарной серы, которая присутствует в битуминозных породах. В битуме Улеминского месторождения сравнительно низкое содержание ванадилпорфиринов (2,5 мг/100 г нефти) также не согласуется с относительно высоким содержанием в нем серы (4,75 %).

По данным компонентного состава исследованные образцы сюкеевского битума отличаются содержанием масел от улеминского, 61,8 % состава которого приходится на асфальтены (см. табл. 1). Он имеет твердую консистенцию и по компонентному составу близок к ижемскому асфальтиту и американскому гильсониту (масел 9,7 %, а асфальтенов 66,8 %), которые используются для получения лаковых битумов.

ГЖХ анализ нативных образцов, а также их масляных фракций показывает, что по относительному распределению УВ нормального и изопреноидного строения исследованные объекты представляют продукты различной степени природной преобразованности, что позволяет отнести их, подобно нефтям [5], к трем различным химическим типам: А², Б², Б¹.

В объектах, относящихся к типу А² (обр. 1,6), гомологический ряд алканов нормального строения с температурой кипения выше С₁₆, среди которых возвышаются пики, принадлежащие изопреноидным алканам состава С₁₄ - С₂₀ (рис. 1, б). К типу Б² (см. рис. 1, а) могут быть отнесены обр. 5 и 7, в которых алканы нормального строения отсутствуют полностью, в то время как распределение изопреноидных алканов сохраняется подобно их распределению в указанных объектах типа А². Отношение пристан/фитан изменяется в пределах от 0,5 до 0,8 (табл. 2). Эти же пределы изменения данного показателя характерны и для ранее исследованных нефтей Татарии восточных районов [2].

Тип Б¹ (рис. 2, а) характерен для обр. 2, 4, 5, в которых нормальные и изопреноидные алканы отсутствуют полностью, но на высоком нафтеновом фоне выступают четкие пики, принадлежащие полициклическим алканам ряда 17 a (Н) гопана [1]. В рассмотренных нефтях типа А² и Б² пики, принадлежащие полициклическим алканам ряда 17 a (Н) гопана, менее четкие за счет некоторого их перекрывания присутствующими в области их элюирования нормальными алканами состава С31-С35. Однако независимо от химического состава исследованных продуктов во всех случаях гопан состава С29 (адиантан) преобладает над гопаном состава C30. Аналогичная закономерность в распределении гопанов была выявлена ранее в нефтях и битумах восточных районов Татарии, в которых преобладание адиантана над гопаном может служить отличительным признаком нефтей данного района [3]. По значению величины отношения адиантан/гопан (1,3-1,4) прослеживается генетическая общность исследованных объектов. Поскольку гопаны, согласно современным представлениям, являются биологическими реликтами, сохранившимися от исходного ОВ [4], и рассматриваются в качестве наиболее устойчивых хемофоссилий в процессе химической эволюции нефти, то заметное сходство по этому показателю образцов сюкеевского и улеминского битумов с ранее изученными нефтями Татарии восточных нефтяных районов доказывает наличие между ними генетической связи и дает основание, предположить единый источник их образования.

На хроматограмме улеминского битума, подобно нефтям типа Б¹, преобладает высокий нафтеновый фон, на котором выступают четкие пики, принадлежащие реликтовым У В ряда 17a (Н) гопана (см. рис. 2, б). В то же время в нем присутствуют, хотя и в незначительных количествах, нормальные алканы с С₁₃ и изопреноидные УВ состава С14 и выше. Интересно, что распределение нормальных и изопреноидных алканов в области температур кипения 200-350 °С повторяет распределение этих структур в легких парафинистых нефтях типа А¹, т. е. парафины нормального строения значительно преобладают над изопреноидами, характеризуя высокую степень катагенной преобразованности данного объекта. Например, величина Кi =, широко применяемого в практике геохимических исследований [4], равная 0,50, характерна как для улеминского битума, так и бавлинской нефти (скв. 434) из отложений среднего девона с глубин 1803-1995 и 1305-1308 м. Это дает основание полагать, что улеминский битум представлял собой когда-то легкую катагенно-преобразованную нефть, которая в силу определенных природных процессов (нахождения практически на поверхности в открытом коллекторе в зоне гипергенеза) потеряла значительную часть легких фракций.

С целью подтверждения данных предположений проведен термолиз асфальтенов улеминского и сюкеевского битумов. Согласно современным представлениям [4], асфальтены являются остатками не превратившегося в нефть керогена и содержат определенную информацию о типах структур, характерных для первичной нефти. Поэтому из образцов сюкеевского битума термолизу были подвергнуты асфальтены, выделенные из образца битума скв. 2 (тип Б¹), который претерпел влияние вторичных гипергенных процессов, приведших к значительному разрушению нефтяной залежи. Термолиз проводили при 300 °С в течение 70 ч в стеклянных ампулах. В результате исследований установлено, что продукты термолиза асфальтенов сюкеевского и улеминского битумов резко отличаются по составу от исходных образцов (табл. 3).

В их составе появляется весь набор н-алканов от С11 до С33 и изопреноидных УВ от i-C14 до i-С20, причем в соотношениях, характерных для легких девонских нефтей Татарии (типа А¹). Об этом свидетельствует сравнение значений геохимических показателей А, Б и Кi с аналогичными показателями для бавлин- ской нефти.

Можно отметить только несколько более высокие значения отношения пристан/фитан (1,04 и 1,23) по сравнению с нативной нефтью. Характерно, что величина отношения адиантан/гопан сохраняет характерное для нефтей Татарии значение больше 1, т. е. преобладает адиантан.

Следовательно, состав продуктов термолиза асфальтенов исследуемых битумов также подтверждает их генетическую общность. Сюкеевский битум находится в пределах того же самого стратиграфического комплекса (пермь) на глубине 30 м, где существует благоприятная обстановка для жизнедеятельности бактерий и имеются сульфатные воды. Можно предположить, что образование в одном стратиграфическом комплексе таких различных по химическому составу продуктов наряду с потерей легких фракций произошло в результате вторичного осернения и биодеградации, которая привела к уничтожению нормальных алканов до C16 в обр. 1 и 6 и к полному уничтожению их в 2-5 и 7. При этом УВ высокомолекулярной части, в рассматриваемом случае полициклические нафтены ряда 17a (Н) гопана, в силу селективности микробильного процесса остались не затронутыми вторичными процессами.

Таким образом, сюкеевский и улеминский битумы, так же как и нефти и их дериваты восточной части Татарии, принадлежат к одному и тому же генотипу, но отличаются от них более сильным воздействием вторичных природных факторов: осернения и биодеградации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Инструкция по определению стеранов и тригерпанов в нефтях методом ГЖХ (РД) 39-11-1030-84,- М.: МНП, ИГиРГИ,- 1984,-С. 15-16.

2. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии.- М.: Наука.- 1987.-С. 108-109, 130-131.

3. Особенности распределения полициклических реликтовых углеводородов в нефтях Татарии / Г.П. Каюкова, С.Д. Пустильникова, О.А. Арефьев и др. // Нефтехимия.- 1982.- № 5,- С. 579-586.

4. Петров А.А. Углеводороды нефти.- М.: Наука.- 1984.- С. 129-145.

5. Химические типы нефтей в природе / М.Н. Забродина, О.А. Арефьев, В.М. Макушина, Ал.А. Петров // Нефтехимия,- 1978,- № 12.- С. 280-289.

Abstract

Geochemical investigations of 7 samples of the Syukeyevsky bitumen extracted from the cores of rocks and one bitumen sample from the Uleminsky pool have been conducted in connection with the solution of hydrocarbon potential problems in the western part of Tataria. The Permian bitumens from the western Tataria are shown to be the products of varying degrees of geochemical transformation which permits us, using gas-liquid chromatography and based on the peculiarities in distribution, in their composition, of alkanes of a normal and isoprenoid structure, to refer them to three different geochemical types. However, irrespective of the geochemical type, the adiantane/hopane ratio retains the value peculiar to the Tataria oils, i. е., much more than 1, indicating a genetic similarity of the examined objects with oils and bitumens from different localities in the eastern part of the Republic and suggesting a single source for their formation. The comparison of the values of a number of geochemical indicatiors has confirmed the opinion that the Syukeyevsky and Uleminsky bitumens appear to be the products of a strong biodegradation of initial oils.

Таблица 1. Характеристика битумов Сюкеевского и Улеминского месторождений

Месторождение, пласт	Скважина	Интервал перфорации, м	Содержание битума, %	Плотность	Содержание S, %	Содержание ванадил-порфиринов, мг/100 г	Компонентный состав, %
							Масла	Смолы	Асфальтены
Сюкеевское, I	1	11,5-13	4,64	0,9889	4,77	65	57	35	8
»	1	14,1 - 15,5	6,28	0,9775	6,75	47,8	63,7	27,5	8,8
»	2	21,8-22,8	9,24	0,9705	4,12	54,7	58,1	34,3	7,6
	2	24,5-24,9	1,12	0,9679	3,90	55	58,5	33	8,5
Сюкеевское, II	1	25-26	3,46	-	7,38	50	41,2	32,3	26,5
»	2	34,8-35,3	3,54	0,9760	4,42	17,9	55,8	26	18,2
»	2	39,5-40,3	1,81	-	5,94	11,6	38,1	43,1	18,8
Улеминское	5	1-3	3,75	-	4,75	2,5	8,8	29,4	61,8

Таблица 2. Хроматографические показатели битумов Сюкеевского (1-7) и Улеминского (8) месторождений

Образец	Химический тип	Показатели генотипа
		пристан	Ki*	адиантан
		фитан		гопан
1	А^2	0,54	5,43	1,31
2	Б^2	0,46	4,39	1,36
3	Б^2	0,72	5,62	1,42
4	Б^2	0,74	4,79	1,39
5	Б^1	-	-	1,40
6	А^2	0,64	5,70	1,26
7	Б^1	-	-	1,37
8	-	0,66	0,50	1,39

Таблица 3. Генетическая типизация нефтей и битумов Татарии на основе закономерностей состава продуктов термолиза их асфальтенов

Месторождение, скважина	Объект исследования	Химический ТИП	Геохимические показатели
			А	Б	Ki	Н-алканы	пристан	адиантан
						И-алканы	фитан	гопан
Бавлинское, 434	I	А^1	1,24	1,75	0,50	6,47	0,82	1,37
Сюкеевское, 2	I	Б^1	-	-	-	-	-	1,43
»	II	А^1	1,12	1,98	0,51	6,9	1,04	1,50
Улеминское, 5	I	-	0,33	1,63	0,50	4,91	0,67	1,44
»	II	А^1	1,38	3,30	0,40	8,57	1,23	1,70

Примечание: I - исходная нефть, II - продукты термолиза; А = n-(С11-С14)/n-(С15-C18), Б = i-(С14-C18)/i-(C19-С20), Кi=i-(С19-С20) /n-(С17 -С18).

Рис. 1. Хроматограммы нефтей Сюкеевского месторождения:

а - обр. 4 (тип Б²) с глубины 24,5-24,9 м; б - обр. 6 (тип А²) с глубины 34,8-35,5 м

Рис. 2. Хроматограммы нефтей Сюкеевского и Улеминского месторождений:

а - обр. 5 (тип Б¹) с глубины 25-26 м; б - обр. 8 с глубины 5 м