ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ НЕФТЯНЫХ СКОПЛЕНИЙ НА ЯМАЛЕ

E.В. СОБОЛЕВА (МГУ), Л.В. СТРОГАНОВ (Ямалнефтегазгеология)

Проблема генезиса нефтей промышленных и непромышленных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, а также самостоятельных нефтяных залежей севера Западной Сибири, в частности п-ова Ямал, до настоящего времени не решена. Существуют разные точки зрения. И. С. Старобинец [5] считает, что нефти северных районов плиты, отличающиеся по свойствам и геохимическим показателям от нефтей Широтного Приобья, образовались, главным образом, вследствие процесса ретроградной конденсации из движущейся углеводородной смеси. По мнению И. В. Гончарова [1] и ряда других исследователей, большинство нефтей севера, как и центральных районов плиты, являются первичными, но по генезису относятся к “неморским” нефтям континентальных субугленосных фаций.

Авторы провели исследование нефтей оторочек нефтегазоконденсатных залежей, а также нефтяных залежей и непромышленных притоков из меловых и юрских отложений Ямала. Для этого использованы имеющиеся аналитические данные физико-химических параметров и молекулярного состава 55 проб нефтей и 92 проб конденсатов 18 месторождений полуострова, охватившие практически весь разрез (от палеозоя до аптского яруса) различных тектонических зон. Залежи исследованных нефтяных флюидов расположены на глубине от 1,3 до 3,7 км.

Нефти изучаемого района разнообразны как по физико-химическим характеристикам, так и по групповому углеводородному составу. Плотность нефтей варьирует от 0,774 до 0,871 г/см³. Снижение плотности нефтей обусловлено повышением содержания бензиновых фракций (от 5,6 до 76 %) и уменьшением доли смол (4,8–0,6 %) и асфальтенов (0,24–0,05 %).

По групповому составу бензинов нефти характеризуются различными соотношениями углеводородов (УВ). Нефти метанового основания с содержанием парафиновых УВ 57–71 % приурочены к центральной части Ямала (Бованенковское, Восточно-Бованенковское, Верхнетеутейское месторождения и др.). В южной части полуострова (Новопортовское, Ростовцевское, Арктическое, Нейтинское месторождения и др.) распространены метаново-нафтеновые и нафтеново-метановые нефти. Уменьшение доли цикланов (нафтенов) в групповом составе УВ легких фракций нефтей в северном направлении и увеличение доли алканов и аренов указывают на увеличение в этом направлении степени “зрелости” нефтей, т. е. их катагенетической превращенности. Косвенным показателем “зрелости” нефтей северной части Ямала может служить повышение концентрации в средней части фракции (100–320 °С) нефтей относительно низкомолекулярных УВ, о чем свидетельствует увеличение в этом направлении отношения Sн(С₁₃–С₁₅)/Sн(С₂₃–C₂₅) от 1,8 на Нейтинском месторождении до 3,2 на Сядорском. Увеличение содержания УВ нС₁₂–нС₁₇ может происходить за счет процессов термической деструкции более крупных молекул органического вещества (ОВ) вмещающих пород.

Исследование молекулярного состава индивидуальных УВ средних фракций показало, что в составе алканов нефтей изучаемого района, как и всей Западной Сибири, преобладают нормальные алканы над изопреноидными. Это отражается на значениях коэффициентов Sн-алканов/Sизо-преноидов (6,8–14,2), иС₁₉/нС₁₇ (0,2–0,7) и иС₂₀/нС₁₈ (0,2–0,40). При этом значения коэффициентов, как правило, не зависят от глубины расположения залежей.

Среди нормальных алканов сумма относительно легких – в области нС₁₁–нC₁₈ – значительно превышает сумму средних и тяжелых н-алканов, соответствующих области нС₁₉–нС₃₅. В связи с этим коэффициент Sн(С₁₃–С₁₅)/Sн(С₂₅–C₂₇) колеблется в диапазоне 1,1–12,3. Та же тенденция отмечается и в изменении величины отношения и(С₁₉–С₂₀)/и(С₁₄–C₁₈), равной 0,3–0,6. Это может быть следствием катагенетической превращенности нефтяных флюидов.

Для определения типа исходного органического вещества и обстановки его преобразования по углеводородному составу нефти нами использован ряд особенностей молекулярного состава нефтей, указывающих на их генезис, которые применяются многими исследователями в совокупности с данными по составу ОВ нефтематеринских пород [2, 3].

1. Ki= и(C₁₉+C₂₀)/н(C₁₇+C₁₈).

Для нефтей, образовавшихся за счет континентального ОВ Ki ==0,1–0,2, за счет морского– Ki=0,2–1,0 при условии, что нефти не подвергались процессам биодеградации.

2. Этилбензол/S ксилолов. Для нефтей из континентального ОВ это отношение <=0,1, из морского – >=0,3.

3. S алканов/S нафтенов С₆, С₇, С₈. Для нефтей из континентального ОВ отношение >1,5, из морского – <= 1,0.

4. S циклопентанов/S циклогексанов С₇, C₈. Для нефтей из континентального ОВ эта величина <= 0,2–0,5, из морского– >= 0,7–1,0.

5. Sн(C₁₃–С₁₅)/Sн(С₂₃–C₂₅). Для нефтей из континентального ОВ это отношение <=1,0, из морского – >=2,0.

6. н(C₁₅+C₁₇)/2нC₁₆ > 1,2 для нефтей, образовавшихся из морского ОВ.

Во всех нефтях п-ва Ямал отмечается следующее:

• величины отношений (нC₁₅+нC₁₇)/2нC₁₆ и этил-бензол/Sксилолов варьируют в пределах 0,97– 1,10 и 0,02–0,15 соответственно, что характерно для УВ, образовавшихся из континентального ОВ;
• отмечается повышенная концентрация нормальных алканов С₁₅–С₂₃ (по сравнению с н-алканами С₂₃–С₃₂) с преобладанием “нечетных” гомологов. Это характерно для нефтей, материнским веществом которых были низшие организмы (водоросли, бактерии). Значение коэффициента (иС₁₉+C₂₀)/н(C₁₇+C₁₈) колеблется в пределах 0,3– 1,0, что также свидетельствует об образовании УВ рассматриваемых нефтей из морского ОВ;
• значение отношения Sн(C₁₃–C₁₅)/Sн(C₂₃–С₂₅) колеблется в пределах 1,0–3,2. На месторождениях, оконтуривающих Пахучанский мегапрогиб (Западно-Тамбейском, Верхнетеутейском, Восточно-Бованенковском, Сядорском), значения данного отношения изменяются от 2,0 до 3,2, что характерно для нефтей, образованных из ОВ морского генезиса. На остальных месторождениях этот показатель равен 1,0–1,8, что отмечается для нефтей, образовавшихся из ОВ континентального происхождения.

Величина отношения концентраций пристан/фитан варьирует от 1,3 до 3,0, что является показателем относительно более окислительных условий начальной стадии фоссилизации ОВ, исходного для рассматриваемых нефтей. На преимущественно окислительную обстановку преобразования ОВ указывает также и преобладание в нефтях “нечетных” н-алканов над соседними “четными” в области С₁₅–С₂₃.

Таким образом, анализ молекулярного состава нефтей Ямала свидетельствует о смешанном типе исходного вещества, что не противоречит условиям накопления материнских пород. Следует отметить, что на месторождениях центральной части Ямала состав нефтей указывает на преобладание материнского вещества морского генезиса.

Рассмотрим генезис нефтей с позиций формирования нефтяных и главным образом нефтегазоконденсатных залежей.

Нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных залежей по условиям формирования могут быть нескольких генетических типов: остаточные, конденсационные, смешанные и деструкционные, отличающиеся по свойствам, а также составу и соотношениям УВ [4, 5].

Остаточный тип нефтяных оторочек образуется в результате перехода части бензинокеросиновых фракций нефти в газовый раствор. Такой тип залежей формируется как на путях миграции при динамическом массообмене между нефтью и газоконденсатной смесью при заполнении ловушек, так и при повышенных давлениях в существующих ловушках. Остаточный тип нефти можно назвать “первичным”, т. е. сформировавшимся на одном этапе формирования залежи и не подвергшимся вторичным изменениям, в то время как “вторичный” тип нефти образуется, как правило, при переформировании залежей.

Нефтяные оторочки конденсационного типа формируются за счет выпадения нефтей из насыщенного газоконденсатного раствора при переходе его в зону пониженных температур и давлений.

Оторочки смешанного типа образуются при снижении пластовых давлений и выпадении дополнительных порций жидкой фазы из насыщенного газоконденсатного раствора вследствие подъема территории или ухода части газа по тектоническим нарушениям.

Для определения типов скоплений нефтяных флюидов и степени их смешения был использован ряд параметров, предложенных И. С. Старобинцем [5] и Н. Г. Жузе [4]: выход фракций – н. к. 150, 200 и 300 °С, содержание смол, парафинов (%), групповой состав фракции н. к.– 200 °С, плотность, молекулярная масса, состав нормальных алканов, максимум в распределении н-алканов, отношения н-гексан/н-гептан, метилциклопентан/циклогексан.

При сравнении перечисленных параметров выявлено несколько типов нефтяных скоплений.

Нефтяные оторочки остаточного типа выделены в основном на месторождениях северной и центральной частей Ямала - Западно-Тамбейском, Сядорском, Верхнетеутейском и др. В этих нефтях плотность от 0,834 до 0,862 г/см³, выход фракций до 150°С–1–8%, до 200°С–5–24%, до 300 °С – 30–52 %, концентрация твердых парафинов–3,5–11,2 %, максимум в распределении нормальных алканов одних нефтей приходится на н(С₉–С₁₂), других–два максимума на н(С₁₄–С₁₇), н(С₁₄–С₁₇) и нС₂₂, молекулярная масса – 195–259, величины отношений н-гексан/н-гептан и метилциклопентан/циклогексан изменяются в пределах 0,3–0,4 и 0,5–0,7 соответственно.

Нефтяные оторочки смешанного, преимущественно остаточного, типа распространены в основном в южной части полуострова, а также на Западно-Тамбейском, Сядорском и Бованенковском месторождениях. В нефтях этих залежей плотность 0,809–0,850 г/см³, выход фракций до 150 °С 8–21 %, до 200 °С 20–31 %, до 300 °С 45–62 %, концентрация твердых парафинов 1,8– 5,1 %, максимум в распределении н-алканов в одних нефтях приходится на н(С₉–С₁₁), в других– два максимума на н(С₄–С₁₁) и н(С₁₇–С₂₄), молекулярная масса 174–209, величины отношений н-гексан/н-гептан и метилциклопентан/циклогексан изменяются в пределах 0,6–1,2 и 0,7–0,9 соответственно.

Нефтяные оторочки смешанного, преимущественно конденсационного, типа выделены на Восточно-Бованенковском (пласт БЯ₄, скв. 1) и Южно-Тамбейском (пласт БЯ₁₀, скв. 2; пласт ТП₂₁, скв. 1) месторождениях. В нефтях этих залежей плотность 0,774–0,797 г/см³, выход фракций до 150 °С 32–46 %, до 200 °С 50–76 %, до 300 °С 65–93 %, концентрация твердых парафинов 1,9– 3,6 %, молекулярная масса 166–170.

Таким образом, в пределах северной и центральной частей Ямала развиты преимущественно нефти остаточного типа. Они представляют собой “первичные” нефти, потерявшие часть легких УВ за счет перехода их в газовый раствор при длительном контакте нефти и газа в ловушках в условиях многостадийного формирования месторождений [4].

Нефти смешанного типа развиты в основном в южной части полуострова. Они содержат нефть остаточного типа и жидкой фазы конденсационного генезиса, выпавшей из газового раствора в процессе неотектонического воздымания территории и перехода в зону более низких температур и давлений [4].

С целью выделения групп нефтей близкого генезиса, нами проведена, также, корреляция нефтей и конденсатов по методу И. Эрдмана и Д. Морриса [3] с использованием следующих соотношений между концентрациями пар УВ фракции н. к.– 130 °С, близких по химической структуре и температурам кипения:

1) изопентан/н-пентан,

2) циклопентан/2,3диметилбутан,

3) 2метилпентан/3метилпентан,

4) н-гексан/(метилциклопентан+2,2 диметил-пентан),

5) 2метилгексан/2,3диметилпентан,

6) Зметилгексан/Зметилпентан,

7) 1транс-3диметилциклопентан/ 1транс-2диметилциклопентан.

8) н-гептан/(1,1,3триметилциклопентан+метил-циклогексан),

9) 2,2диметилгексан/2метилгептан,

10) (4метилпентан+3,4диметилгексан) /3метил-гептан.

Расчет проводился по формуле R=(САa/Саb)/(СВa/СВb), где в числителе дано отношение концентраций УВ a и b в нефти (конденсате) А, в знаменателе – отношение концентраций УВ а и b в нефти В.

Для сравнения нескольких нефтей одну из них принимают за базовую (нефть В), а все остальные рассматривают по отношению к базовой. Графически такая корреляция изображена на рис. 1, рис. 2, где по оси ординат распределены пары УВ (1, 2, 3 и т. д.), а по оси абсцисс –логарифмы значений отношений. Для базовой нефти – это прямая линия, параллельная оси ординат.

В результате проведенной корреляции установлено:

• нефти и конденсаты Бованенковского месторождения генетически схожи между собой, а также с нефтяными флюидами Арктического и Нейтинского месторождений (см. рис. 1 а, б) и образуют нурминский генетический тип (по названию мегавала, в пределах которого расположены эти структуры);
• нефти месторождений, окаймляющих Пахучанский мегапрогиб (рис. 3) – Верхнетеутейского, Восточно-Бованенковского, Сядорского, Западно-Тамбейского – схожи между собой и отличаются по соотношению пар УВ от нефтей и конденсатов Бованенковского месторождения (см. рис. 2, а) и образуют пахучанский тип;
• нефти и конденсаты Малыгинского месторождения генетически схожи между собой (см. рис. 2, б) и образуют малыгинский тип; исключение составляет нефть из скв. 12, расположенной в южной части структуры вблизи Сядорского месторождения, входящего по типу в другую зону.

Из всего комплекса проведенных генетических исследований следует, что нефти северной и южной частей Ямала различаются между собой как по типу исходного ОВ, так и по генезису жидкой фазы. Нефти южной части полуострова состоят из УВ двух типов генераций – остаточных (первичных) и конденсационных (вторичных). Исходным для них является ОВ смешанного генезиса. Нефти северной части полуострова преимущественно остаточные (первичные), образовавшиеся главным образом из ОВ морского генезиса. Среди них выделяется пахучанский тип нефтяных флюидов, нефти которого имеют по ряду геохимических критериев более высокую степень катагенетической превращенности, что обусловлено, вероятно, формированием нефтяных скоплений в этом районе за счет латерально-вертикальной миграции жидких углеводородных растворов, формирующих свой состав за счет ОВ мезозойских пород Пахучанского мегапрогиба, представленных здесь преимущественно морскими глубоководными фациями. Возможность такого механизма формирования нефтяных залежей и нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей на севере Западной Сибири отмечал Л. В. Строганов.

В связи с этим наиболее перспективны для поисков нефтяных скоплений антиклинальные, поднятия, расположенные в пределах Пахучанского мегапрогиба, а именно Мало-, Западно- и Южно-Сядорское, Хребетное, Холодное, Хвойное, Харпское, Хорейное и Хороводное. Среди них первоочередными объектами для проведения нефтепоисковых работ являются структуры, расположенные вблизи уже выявленных наиболее значительных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей, Западно-Тамбейского и Сядорского месторождений. Такими структурами являются Харпская, Хвойная, Западно- и Малосядорская. В сводовых частях этих поднятий предлагаем бурение скважин вести до глубины 4000 м с целью полного вскрытия нефтеперспективных нижнемеловых – среднеюрских отложений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири.– М.: Недра, 1987 г,
2. Гусева А.Н., Лейфман И.Е. Состав нефтей как показатель их генезиса // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых.– М.: МГУ – 1982.– С. 330–350.
3. Гусева А.Н., Соболева Е.В. Практикум по геохимии горючих ископаемых.– М.: МГУ, 1989.
4. Жузе Н.Г. Остаточная нефтенасыщенность залежей неокома севера Западной Сибири – дополнительный источник УВ-сырья // Геология нефти и газа.– 1989.– № 11.– С. 8–14.
5. Старобинец И.С. Газо-геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.– М.: Недра, 1986.

Abstract

Geological and geochemical data on Yamal peninsula oils are given. Perspective structures for oil and gas search are determined at this base.

Рис. 1. Корреляция жидких углеводородов различных месторождений Ямала по составу индивидуальных углеводородов С5–С8

а–эталон (ось ординат) –нефть, Бованенковское месторождение, скв. 129, интервал 3341–3370 м, пласт Ю₁₂ (тоар); 1–нефть, скв. 116, интервал 2658–2666 м, пласт Ю₃(бат); 2 – конденсат, скв. 114, интервал 2690–2700 м, пласт Ю₆(байос); 3 – конденсат, скв. 98, интервал 2970–2986 м, пласт Ю₇(байос); 4 – конденсат, скв. 97, интервал 2557–2564 м, пласт Ю₃ (бат); 5 – нефть, скв. 86, интервал 2165–2180 м, пласт бя₁(готерив); 6-нефть, скв. 69, интервал 2105–2111 м, пласт ТП₁₆ -(готерив); б–эталон (ось ординат) –нефть, Бованенковское месторождение, скв. 86, интервал 2165–2180 м, пласт БЯ₁ (готерив); 1 – нефть, Бованенковское месторождение, скв. 69, интервал 2105–2111 м, пласт ТП₁₆ (готерив); 2 – нефть, Бованенковское месторождение, скв. 59, интервал 2035–2046 м, пласт ТП_19-20(готерив); 3 – нефть Арктическое месторождение, скв. 15, интервал 2374–2381 м, 2388–2394 м, пласт НП_2-4 (валанжин); 4 – нефть, Нейтинское месторождение скв. 29, интервал 1964–1968 м, пласт ТП₁₈ (готерив); 5 – нефть, Верхнетиутейское месторождение, скв. 102, интервал 2424–2428 м пласт ТП₂₀ (готерив)

Рис. 2. Корреляция жидких углеводородов различных месторождений Ямала по составу индивидуальных углеводородов С₅–С₈:

а – эталон (ось ординат) – нефть, Западно-Тамбейское месторождение, скв.30, интервал 2556–2562 м, пласт ТП₁₉ (готерив); 1 – нефть, Верхнетиутейское месторождение, скв. 102, интервал 2717–2721 м, пласт БЯ₈ (валанжин); 2 – нефть, Верхнетиутейское месторождение, скв. 102, интервал 2424–2428 м, пласт ТП₂₀(готерив); 3 – нефть, Сядорское месторождение, скв. 210, интервал 2831–2834 м, пласт БЯ₁ (готерив); 4 – нефть, Восточно-Бованенковское месторождение, скв. 4, интервал 2520–2528 м, пласт БЯ₄ (валанжин); 5 – нефть, Бованенковское месторождение, скв. 129, интервал 3341–3370 м, пласт Ю₁₂ (тоар); б – эталон (ось ординат) – конденсат, Малыгинское месторождение, скв. 16, интервал 2734–2744 м, пласт БЯ₃ (валанжин); 1–конденсат, скв. 16, интервал 2661–2671 м, пласт бя₁(готерив); 2–конденсат, скв. 16, интервал 2378–2388 м, пласт ТП₁₂ (баррем); 3 – конденсат, скв. 32 интервал 2754–2780 м, пласт БЯ₃ (валанжин); 4 – нефть, скв. 3, интервал 3572–3585 м, пласт Ю_{2 - 3} (бат); 5– нефть, скв. 12, интервал 3189–3192 м, пласт БЯ₆ (валанжин)

Рис. 3. Обзорная схема п-ва Ямал:

1 – нефть, 2 – газ; 3 – газоконденсат; 4 – граница палеозойского обрамления; 5 – месторождения и нефтеперспективные антиклинальные структуры: 1 – Малыгинское, 2 – Сядорское, 3 – Северо-Тамбейское, 4 – Западно-Тамбейское, 5 – Южно-Тамбейское, б – Харасавэйское, 7 – Крузенштернское, 8 – Восточно-Бованенковское, 9 – Бованенковское, 10 – Верхнетиутейское, 11 – Западно-Сеяхинское, 12 – Нерстинское, 13 – Нейтинское, 14 – Байдарацкое, 15 – Арктическое, 16 – Среднеямальское, 17 – Нурминское, 18 – Хамбатейское, 19 – Каменномысское, 20 – Ростовцевское, 21 – Малоямальское, 22 – Новопортовское, а – Малосядорская, б – Западно-Сядорская, в – Южно-Сядорская, г – Хребетная, д – Холодная, е – Хвойная, ж – Хорейная, з – Харпская, и – Хороводная; I – Пахучанский мегапрогиб, II – Нурминский мегавал