К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:550.4(574.1)

© С.Ф. Бакирова, Н.С. Буянова, Л.В. Шестоперова, 1991

Геохимия нефтей месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный

С.Ф. БАКИРОВА, Н.С. БУЯНОВА (ИХНиПС АН КазССР), Л.В. ШЕСТОПЕРОВА (КазНИГРИ)

На юге Прикаспийской синеклизы к числу перспективных объектов для поисков нефти и газа относятся надсолевые меловые, юрские и триасовые отложения. Большинство нефтей этой толщи характеризуются как частично или полностью дегазированные, имеющие среднюю степень окисленности. Наибольшая гипергенная измененность отмечена для нефтей меловых отложений, однако в мезозойском комплексе пород также встречаются недегазированные нефти без признаков окисления [1].

В этой связи представляют интерес данные о составе и свойствах нефтей триасовых, среднеюрских и нижнемеловых отложений месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный, открытых в пределах Южно-Эмбинского нефтегазоносного района. По данным геолого-геофизических исследований, месторождение Молдабек Восточный приурочено к антиклинальной складке, осложняющей одноименный соляной купол. Юго-восточнее, в более погруженной части соляного массива, расположено месторождение Котыртас Северный. Данная структура находится в пределах соляного карниза, развитого на продолжении крутого склона соли (рисунок). По мере погружения пород от структуры Молдабек Восточный к Котыртас Северному наблюдается увеличение толщины пород триаса от 100 до 300 м. Эти образования на всей исследуемой площади разбиты разломами на ряд блоков. Соответственно с погружением пород наблюдается увеличение пластовых температур и давления в залежах триаса от 38 °С и 2,9 МПа на месторождении Молдабек Северный до 52 ° С и 5 МПа на Котыртас Северном.

По результатам опробования и пластовой корреляции в разрезе нижнего триаса в пределах структуры Котыртас Северный на глубине 1200– 1500 м выделено семь продуктивных горизонтов, два горизонта установлены на месторождении Молдабек Восточный (В.П. Ветрова, В.И. Чен и др., 1987 г.).

В юрско-меловой толще залежи нефти и газа выявлены лишь на структуре Молдабек Восточный, где на глубине 190–810 м прослежены три горизонта в нижнемеловых и семь в среднеюрских отложениях. По имеющимся данным, залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Небольшие притоки нефти получены также из триасовых пород. Пластовое давление в залежах юры составляет 5,6 МПа, пластовая температура 25 °С.

Исследования нефтей месторождения Котыртас Северный показали, что нефти различных блоков отличаются по составу. Так, нефти с глубины 1114–1255 м восточной части структуры (скв. 1, 11, 24, 31) наиболее легкие, плотность их колеблется от 782 до 810 кг/м3, выход фракций до 200 °С изменяется от 40 до 50 %, а количество смол и асфальтенов в них в среднем составляет 3,5 % (табл. 1). В групповом УВ-составе преобладают метановые (50,6–60,5 %). В инфракрасных спектрах нефтей отчетливо выражена полоса поглощения (п.п.) в области 720 см-1. Нефти не окислены, о чем свидетельствуют незначительные величины d1710 см-1 (0,02–0,03). Также характерны невысокие содержания ароматических структур, что подтверждается пониженными значениями спектральных коэффициентов С1, С2, k2, К3. Нефти этой группы преимущественно малосернистые с невысоким содержанием ванадия, никеля и ванадилпорфириновых комплексов (табл. 2).

Нефти залежей, расположенных в юго-восточной и южной частях месторождения (скв. 5, 10, 22, 23, 38), характеризуются повышением плотности до 890 кг/м3. Они частично дегазированы, а содержание фракций до 200 °С, в которых преобладают нафтеновые УВ, колеблется от 1,7 до 39 % при среднем значении 25 (см. табл. 1). Нефти менее парафинистые, более сернистые, доля серы растет до 0,9 %. Концентрация аренов значительно выше, о чем свидетельствуют коэффициенты C1, C2, К2 и К3. Судя по величине спектральных коэффициентов А1 и A2, в нефтях преобладают поликонденсированные соединения при возрастании би- и трициклических ароматических УВ. Количество ванадия и никеля в нефтях возрастает соответственно до 20 и 3,8 г/т. Содержание порфириновых комплексов изменяется от 0,1 до 1,76 мг/100 г нефти. В нефтях отмечены слабые следы процессов гипергенной деградации. Это нашло отражение в большей интенсивности п.п. в области 1710 см-1 по сравнению с нефтями восточной части структуры, для которых D1710= 0,01–0,08 (табл. 3).

Индивидуальный состав бензиновых фракций нефтей (н. к.– 180 °С) восточной и юго-восточной частей структуры Котыртас изучен методом газожидкостной хроматографии [3]. Сранительный анализ соотношений индивидуальных УВ показал, что изученные флюиды характеризуются минимальными значениями отношения арены/алканы (0,04–0,21), преобладанием изо-алканов над УВ нормального строения, среди цикланов доминируют циклогексановые УВ. В целом сумма алканов в бензиновой фракции превышает содержание циклановых УВ (табл. 4).

Нефти центральных блоков структуры Котыртас Северный отличаются от нефтей восточной и юго-восточной частей. Располагаясь на тех же гипсометрических уровнях, нефти характеризуются высокой плотностью (890–980 кг/м3), сернистостью (0,5–1,4%). Нефти частично, а в ряде залежей полностью дегазированы, выход бензиновых фракций (н. к.– 200 °С) в изученных пробах не превышает 15 %. По данным анализа группового УВ-состава фракций в них преобладают нафтеновые УВ. Нефти окислены, обогащены ароматическими УВ, значения оптических плотностей п.п. 1710 см-1 изменяются от 0,03 до 0,12, средние величины коэффициентов С1, С2, K2, К3 в два раза выше, чем в нефтях восточной части месторождения. Кроме того, нефти характеризуются широким развитием трициклических (K3= 0,46–1,45, A1 = 0,84–0,93) и бициклических (K2=0,40–1,20, A2=0,46–1,21) ароматических структур. Содержание ванадия варьирует от 0,2 до 73 г/т, никеля 0,03–64 г/т. При этом величина отношения V/Ni колеблется от 10 до 40. Ванадийпорфириновые комплексы обнаружены в количестве 0,3–2,3 мг/100 г нефти. Никельпорфириновые комплексы во всех исследованных пробах нефтей этих месторождений не обнаружены. В составе сероорганических соединений преобладают сульфиды, причем наблюдается увеличение их концентраций в наиболее гипергенно измененных нефтях центральной части месторождения Котыртас Северный. Меркаптаны и дисульфиды в большинстве проб не выявлены.

Нефти меловых, юрских и триасовых отложений месторождения Молдабек Восточный, залегающие на более высоких гипсометрических отметках, по составу близки нефтям триаса южной и центральной частей месторождения Котыртас Северный. Нефти плотные, малосернистые и сернистые, смолистые (см. табл. 1, табл.2). Наиболее окислены и дегазированы нефти меловых отложений, залегающие в интервале 200–320 м. В ряде проб скв. 5, 6, 8 отсутствует бензиновая составляющая; величина D1710 достигает 0,12 (см. табл. 3). Содержание ванадия в нефтях варьирует от 1 до 49,5 г/т при среднем содержании 10 г/т. Никель обнаружен в количестве от 0,1 до 4,6 г/т, а ванадийпорфириновые комплексы выявлены не во всех пробах, содержание их не превышает 0,7 мг/100 г нефти. Из сероорганических соединений в нефтях преобладают сульфиды, концентрации которых достигают 0,3205 %. Кроме ванадия и никеля, в нефтях описываемых месторождений нейтронно-активационным и спектральным методами [2] обнаружены и другие микроэлементы, которые можно расположить в следующий ряд по мере убывания их концентраций: Fe>Ca>Na>V>Ni> >Ba>Cu>Cr>Co>Mn>Ag>Ce>U>Ti>Rb > > Zn > Pb > Hg > Hf > Si > Yb > Sb > Sn > > Eu > Se > Th > Sr > Cs > Sm > La > Та > > Sc > Mo > Zr > Lu > Au.

Сопоставление изотопного состава углерода нефти триаса юго-восточной части месторождения Котыртас Северный и нефти юрской толщи месторождения Молдабек Восточный показало изменение величин s13С от –26,5 до –25,9°/оо. Утяжеление состава изотопов углерода нефти месторождения Молдабек Восточный, по-видимому, обусловлено влиянием гипергенных процессов на состав нефтей. Нефть юры более плотная, смолистая, окисленная.

На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что состав и свойства нефтей месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный претерпели различные изменения. Меловые залежи месторожения Молдабек подверглись наиболее активным гипергенным процессам, менее изменены нефти юрских пород, а также нефти триасовых отложений площади Котыртас Северный. Такой состав нефтей можно объяснить, по-видимому, сложными процессами развития солянокупольных структур и формирования залежей, а также различными условиями их сохранности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины / Труды ВНИГНИ. Под ред. К.В. Фомкина.– М.: Недра.– 1985.– Вып. 251.– С. 21–60.
  2. Микроэлементы новых нефтей Западного Казахстана / С.Ф. Бакирова, Г.Н. Алешин, Л.В. Шестоперова, Н.М. Корябина // Нефтехимия.–1989.–Т. 29.–№ 2,– С. 154–158.
  3. Петров А.А. Химия алканов.– М.: Наука.– 1974.– С. 10–15.

Abstract

General physicochemical properties of Triassic, Jurassic, and Cretaceous oils from new fields, Kotyrtas North and Moldabek East, in Western Kazakhstan have been investigated. The content of V, Ni, metallo-porphyrin complexes, S, and sulfur-organic compounds in these oils has been determined. The oils have been investigated also by infrared spectroscopy, whereas gasoline fractions – by gas chromatographic technique. Analysis data for carbon isotopic composition are presented. As a result of the research conducted, the conclusion has been drawn as to the uniformity of the oils and as to a single hydrocarbon generation source for these fields.

Геологический разрез месторождений Молдабек Восточный (МВ) – Котыртас Северный (КС).

1 – залежи: а – газовые, б – нефтяные; 2 – соленосные породы; 3 – скважины

Таблица 1. Физико-химическая характеристика нефтей месторождений Котыртас Северный (КС) и Молдабек Восточный (MB)

Скважина

Интервал опробования, м

Возраст отложений

Плотность,

кг/м3

Выход бензинов до 200 ° С, %

Бензиновые фракции (до 200 °С)

Парафины, %

Смолы + асфальтены, %

парафиновые

нафтеновые

ароматические

1, 11, 24, 31 КС

1114-1255

Т

800

44

55

43

1,8

2,5

3,5

5, 10, 22, 23, 38 КС

1086-1234

Т

830

25

42,2

54,8

2,5

0,8

7

20, 25, 19 КС

1110-1256

Т

920

5

30,2

68,6

2,9

0,4

12

1, 2, 8, 5 MB

212-316

К

899

1,5

20,5

78,5

4,1

0,18

10,8

1, 5, 6, 8 MB

340-624

J

890,5

4

29,5

70

2,9

0,9

7,8

Таблица 2. Содержание гетероорганических соединений в нефтях месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный

Скважина

Интервал опробования, м

Ванадий, г/т

Никель, г/т

Ванадилпорфириновый комплекс, мг/100 г

Содержание серы, %

обшей

меркаптановой

сульфидной

1, 11, 24, 31 КС

1114–1255

3,2

0,09

0,07

0,3

0,0033

0,0759

5, 10, 22, 23, 38 КС

1086–1234

7,5

2,2

0,34

0,5

0,003

0,27

20, 25, 19 КС

1110–1256

24

2,6

0,7

0,7

0,0026

0,31

1, 2, 5 MB

212–316

6,5

1,1

0,2

0,4

0,005

0,14

6, 9 MB

340–624

10,2

2

0,1

0,3

0,009

0,11

Таблица 3. Значения спектральных коэффициентов нефтей месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный

Скважина

Возраст отложений

C1

C2

C3

A1

A2

K2

K3

D1710

1, 11 КС

T

0,4

0,45

0,18

0,55

0,53

0,35

0,35

0,03

5, 10, 22, 38 КС

T

0,6

0,68

0,11

0,7

0,66

0,6

0,7

0,05

20, 25, 19 КС

T

1

0,89

0,13

0,88

0,83

0,7

0,9

0,09

1, 8 MB

K1

0,59

0,43

0,19

0,75

0,68

0,53

0,59

0,097

1, 8, 5, 6 MB

K2

0,43

0,71

0,2

0,66

0,65

0,4

0,45

0,05

Примечание. Спектральные коэффициенты нефтей (соотношение оптических плотностей в максимумах исследуемой и реперной полос): C1 = D1610/D720 – относительное содержание суммарных аренов к группам СН2 к-алканов; C2 = D750/D720; K2 = D875/D720; K3 = D815/D720– относительное содержание различных замещенных аренов и групп CH2; C3 = D720/D1380 – относительное содержание групп СН2 н-алканов к группам СН3 разветвленных алканов; A1 = D815/D750; A2 = D875/D750 – относительное содержание три-, би- и полиароматических структур в нефтях.

Таблица 4. Соотношения УВ в бензиновых (н. к. – 180 °С) фракциях нефтей месторождений Котыртас Северный и Молдабек Восточный

Скважины

Интервал опробования, м

Возраст отложений

Арены/ алканы

Нафтены/ алканы

S ЦГ/ S ЦП

н-алканы/ и-алканы

10 КС

1107–1121

T

0,04

0,36

1,48

0,94

5 КС

1115–1131

T

0,21

0,71

2,08

0,76

11 КС

1206–1210

T

0,10

0,41

1,91

0,93

7 КС

1211 – 1222

T

0,08

0,68

1,25

0,87

2 MB

412–418

J

0,25

0,60

2,0

0,8