К оглавлению журнала

 

УДК550.4:552.57/.58(571.122)

©Н.Ф. Чистякова, М. Я. Рудкевич, 1993

РЕЛИКТОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ В СИСТЕМЕ ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО – ПОРОДА – НЕФТЬ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МАНСИЙСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

Н. Ф. ЧИСТЯКОВА, М. Я. РУДКЕВИЧ (ТюмИИ)

В неокомских отложениях залежи нефти присутствуют в линзовидных частях клиноформ (горизонт AC9-12, нижняя подсвита черкашинской свиты, верхний готерив), в песчаных линзах прибрежных отмелей покровных субгоризонтальных комплексов (пласты AC1-6, верхняя подсвита черкашинской свиты, баррем) и в пластовых резервуарах неоднородного строения (пласт БК1-3, верхний апт) [1–3].

В клиноформных толщах пластов АС9-12 залежи нефти литологически ограничены, в пластах AC1-6 антиклинально-литологические, а в горизонтах ВК1-3 пластовые сводовые в неоднородных резервуарах.

Источником нефти во всех залежах служит сингенетичное органическое вещество глинистых пород, сменяющих песчаники по их падению, а также подстилающие и перекрывающие песчаники пласты битуминозных глинистых пачек.

Очевидно, что наличие залежи зависит от нефтематеринского потенциала битуминозных глин, степени катагенетического преобразования в них органического вещества, характера миграционных процессов.

Для выявления в разрезе осадочного чехла нефтематеринских пород, генетического единства их с нефтями в залежах выполнен комплекс битуминологических и геохимических исследований.

Высокобитуминозные породы выделены в отложениях черкашинской свиты, отвечающих фондоформенным зонам пластов АС10-12 (месторождения Приобское, Северо-Камынское), в глинах перекрывающих и подстилающих пласты АС5-6 (Северо-Селияровское месторождение), на уровне пластов АС1,2 (Унлорская площадь), в глинистых прослоях горизонтов ВК1-3 викуловской свиты (Каменная, Рогожниковская, Восточно-Унлорская площади) и в отложениях нижней части ханты-мансийской свиты, нижний альб (Каменная площадь). Рассеянное органическое вещество во всех этих отложениях объединяет качественная характеристика, отражающая тип исходного органического вещества гумусово-сапропелевый с преобладанием алиновых компонентов. Битуминозные породы перечисленных интервалов разреза отличаются высоким содержанием хлороформенного битумоида (ХБА) и алкановых углеводородов по сравнению с небитуминозными алевролитами и песчаниками. Различия типов ХБА отражают соотношение генерационных и миграционных процессов.

По групповому составу битумоиды разделяются на маслянистый, средний, смолянисто-средний и смолянисто-асфальтеновый типы.

Смолянистый-средний и маслянистый типы битумоида свидетельствуют, что в отложениях нижнего мела продолжаются генерация жидких углеводородов и их миграция из материнских глин в смежные песчаные резервуары.

Смолянисто-асфальтеновый тип битумоида встречен в отложениях баженовской и тюменской свит (юрская система) и в одном образце викуловской свиты. Возможно, этот тип указывает на то, что легкие углеводороды уже эмигрировали из нефтематеринских пород, и данный битумоид является остаточным.

Особенности качественного и количественного изменения ХБА, его группового состава и структуры отдельных компонентов в породах различных литологических типов означают, что источником нефтяных углеводородов служили битуминозные аргиллиты, которые следует рассматривать как нефтематеринские породы, характеризующиеся высоким (до 90 %) содержанием углеводородных компонентов по сравнению с гетеросоединениями. Как известно, высокое содержание углеводородных компонентов в составе битумоидов свидетельствует о родстве этих углеводородов с протонефтью.

Для всех образцов нефтематеринских пород из отложений нижнего мела Мансийской синеклизы установлена степень катагенеза MK1 и МК2, что подтверждает приуроченность этих отложений к интервалу главной зоны нефтеобразования [4].

На кривых молекулярно-массового распределения алканов отражаются пики как низкомолекулярных, так и высокомолекулярных алканов с числом атомов углерода в молекуле от С8 до C31. Общий характер молекулярно-массового распределения н- и изоалканов показывает наличие двух максимумов: в области C8-16 и С20-30 (рис. 1). Низкомолекулярный максимум преобладает в интервале пород с температурой более 70 °С (переход от подстадий катагенеза ПК3 и MK1.). Преобладание высокомолекулярного максимума на кривой распределения алканов наблюдается в осадочных породах с современными температурами ниже 70 °С и в отдельных образцах тюменской свиты (современные температуры 110–120 °С).

Общий характер молекулярно-массового распределения н- и изоалканов отражает наличие генерации УВ во всем разрезе осадочного чехла в интервале температур 60–130 °С (рис. 2, рис. 3).

Для участков максимальной генерации углеводородов одновременно типичны повышенные значения коэффициента подвижности. Следовательно, в данных интервалах генерация углеводородов сопровождается их активной эмиграцией из глин в проницаемые песчано-алевритовые породы.

Сопоставление хроматограмм нефтей из пласта BK1 месторождения Каменное с битумоидами из перекрывающих отложений ханты-мансийской свиты того же месторождения показывает их генетическое родство.

Как в нефтях, так и в битумоидах пород молекулярно-массовое распределение алканов характеризуется наличием двух пиков в области низких и высокомолекулярных алканов.

В битумоидах несколько преобладает максимум С25–28; меньший максимум приурочен к н-алканам C8-15, а в нефтяных преобладает максимум, связанный с низкомолекулярными компонентами C8-13 по сравнению с максимумом в области С19-21 в битумоидах.

Данное смещение максимума в нефтях в направлении облегчения н-алканов указывает на большую катагенетическую преобразованность нефтей по сравнению с битумоидами пород. О генетическом родстве одновозрастных нефтей и битумоидов свидетельствует также близость величин отношений реликтовых углеводородов: п/ф, коэффициента “нечетности”.

Таким образом, изучение индивидуальных реликтовых углеводородов в системе органическое вещество порода нефть дают возможность выделять и картировать нефтематеринские свиты, оценивать масштабы протекающих в этих породах генерационных и миграционных процессов.

Особенности характера кривых молекулярно-массового распределения алканов в битумоидах пород, заключающиеся в приуроченности максимума н-алканов к низко- или высокомолекулярной области C8-15 или C20-29), совместно с коэффициентом п/ф указывают на фациальные обстановки осадконакопления и подстадии катагенеза рассеянного органического вещества. Это позволяет прогнозировать состав метановых углеводородов в генерируемых ими нефтях, уточнять глубинную приуроченность залежи нефти к интервалам нефтеобразования.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Наумов А. Л; Онищук Т. М., Биншток М. М. Об особенностях формирования неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень.– 1977.– Вып. 64.– С. 38–46.
  2. Нежданов А. А., Корнев В. А. Комплексное обоснование корреляции продуктивных пластов неокома Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов // Выделение и корреляция основных стратонов мезозоя Западной Сибири // Тр. ЗапСибНИГНИ.– 1984.– Вып. 188.– С. 84–97.
  3. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М. Я. Рудкевич, Л. С. Озеранская, Н. Ф. Чистякова и др. М.: Недра, 1988.
  4. Геология нефти и газа Западной Сибири / / А. Э. Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Салманов и др. М.: Недра, 1975.

Abstract

Individual hydrocarbons (normal and isoalkans) of clayey rocks of Cretaceous period recovering, cpreading under sandy collectors of replacing them along thire fall, show to their genetic, relationship with adjacent oil deposits. Quantitative and content composition of these clayey rocks is not too far from bitumiols of Bazeno's suite (upper Tithonian). Similar correspondence of individual composition of bituminous rocks, hydrocarbons and containing oils lets us consider bituminous rocks of Cretaceous period as source rocks.

Рис. 1. Молекулярно-массовое распределение н- и изоалканов в битуминоидах пород:

а скв. 8, Сыньеганская площадь, глубина 2323,6 м (под пластом AC5), б скв. 91, Северо-Селияровская площадь, глубина 2321,6 м (пласт AC5), в скв. 8, Сыньеганская площадь, глубина 2806 м (баженовская свита), г скв. 7, Унлорская площадь, глубина 2617 м (пласт АС10)

Рис. 2. Соотношение генераций метановых (Me), нафтеновых (Nf) и ароматических (Ar) углеводородов на различных стадиях катагенеза (СК)

Рис. 3. Общее содержание н- и изоалканов в зависимости от современных температур и степени катагенеза пород осадочного чехла Мансийской нефтегазоносной области:

1 – аргиллиты; 2 – алевролиты