К оглавлению журнала

УДК 550.4:552.578/2(571.642)

© Т.А.Попович, Т.И.Кравченко, 1995

ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА НЕФТЕЙ СЕВЕРО-САХАЛИНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

Т.А.Попович, Т.И.Кравченко (СахалинНИПИморнефть)

Северо-Сахалинский нефтегазоносный бассейн остается основным нефтегазодобывающим районом на востоке России. К настоящему времени в его пределах открыто более 50 месторождений нефти и газа, причем наиболее крупные из них расположены на шельфе северо-восточной части Сахалина. Сложность и высокая стоимость проведения нефтегазопоисковых работ в акваториях требуют повышения эффективности прогноза нефтегазоносности.

Геохимические исследования рассеянного органического вещества пород кайнозойского разреза Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна позволили построить схемы распространения его типов и концентраций в нефтематеринских породах основных нефтегазоносных комплексов, определить границы проявления главной зоны нефтеобразования, разработать модели генерации углеводородов для различных типов рассеянного органического вещества [1,2]. В то же время ряд аспектов формирования месторождений нефти и газа, имеющих ключевое значение для повышения эффективности и достоверности прогноза нефтегазоносности, четко не установлен. В частности, по-прежнему сосуществуют две конкурирующие гипотезы о преимущественной сингенетичности или эпигенетичности нефтяных месторождений, приуроченных к двум основным нефтегазоносным комплексам: нутовско-окобыкайскому и дагинско-уйнинскому. Для решения этой проблемы важное значение имеет проведение генетической типизации нефтей.

В процессе многолетних газохроматографических исследований, проводимых в СахалинНИПИморнефти, были изучены нефти из 41 месторождения Северного Сахалина и накоплен большой объем данных по индивидуальному углеводородному составу бензиновой фракции нефтей (200 анализов) и составу нормальных и изопреноидных алканов сырых нефтей (320 анализов). В последнее время методом хроматомассспектрометрии (прибор Finnegan 4000) выявлен состав полициклических углеводородов в нефти (21 анализ) из 13 месторождений.

Полученные результаты позволили провести химическую типизацию нефтей по методике Ал.А. Петрова [3] и определить степень измененности нефтей вторичными процессами, в частности биодеградацией. Дальнейший анализ углеводородных параметров небиодеградированных нефтей показал. что нефти различных месторождений характеризуются определенный набором углеводородных параметров, отражающих фациально-генетические особенности состава рассеянного органического вещества нефтегазоматеринских толщ, участвующего в генерации этих нефтей [4].

В результате статистической обработки и анализа взаимозависимости большого набора углеводородных показателей нефтей в качестве наиболее информативных были выбраны три параметра: соотношение нормальных стеранов С27, С28, С29 (рис. 1), отношение сумм циклогексанов к цикло-пентанам ЦГ/ЦП и отношение пристана к фитану П/Ф (рис. 2). Эти параметры положены в основу аыделения генетических типов нефтей и построения схемы их распределения (рис. 3).

Как показали проведенные исследования, нефти всех изученных месторождений разделяются на два основных генетических типа. В первый тип попадают нефти месторождений, приуроченных к нутовско-окобыкайскому нефтегазоноскому комплексу и расположенных в северо-восточной части Сахалина и на прилегающем к нему шельфе. Второй тип представлен, в основном, нефтями месторождений дагинско-уйнинского нефтегазоносного комплекса, находящихся в юго-восточной и центральной частях Сахалина. Следует отметить, что количественные значения отдельных генетических параметров внутри выделенных двух типов нефтей варьируют, вероятно, вследствие разной доли участия в исходном органическом веществе гумусовой и сапропелевой составляющих и особенностей его диагенетических и катагенетических преобразований. Характеристики углеводородного состава нефтей выделенных генетических типов приведены в таблице. На рис. 4 показаны фрагментограммы нефтей месторождений Колендо (I тип) и Набиль (II тип).

Нефти I генетического типа обнаружены на месторождениях, размещающихся в северо-восточной части Северного Сахалина и на прилегающем к нему шельфе и приуроченных к отложениям нутовско-окобыкайского нефтегазоносного комплекса. Это месторождения, входящие в состав Эспенбергской, Эхабинской, Одоптинской, Паромайской и Чайвинской зон нефтегазонакопления. Рассеянное органическое вещество нефтематеринских толщ в зонах питания данных месторождений характеризуется смешанным составом с некоторым преобладанием сапропелевых компонентов.

Нефти I типа характеризуются примерно равным соотношением н-стеранов С27, С28, С29 , причем доля С29 не превышает 36 %, и довольно низкими значениями отношения ЦГ/ЦП (0,26-1,28). Нефти значительно обогащены гопанами (гопаны/стераны 3,0-5,0), обнаружены биснорлупан и олеанан. Отношение дибензотиофена к фенантрену изменяется от 0,18 до 0,91. Отношение П/Ф колеблется от 1,1 до 2,0, соотношения между изопреноидными и нормальными алканами П/н-С17 и Ф/н-С18 > 1, коэффициент CPI15+ изменяется в широких пределах (0,84-1,19). По значениям генетических параметров исходное органическое вещество нефтей этого типа можно отнести к промежуточному между сапропелевыми и гумусово-сапропелевыми по классификации ВНИГРИ.

Наряду с общими для всех нефтей генетическими, характеристиками параметры углеводородного состава нормальных и изопреноидных алканов и бензиновой фракции нефтей имеют некоторые различия, свойственные двум группам нефтей (см. рис. 2, рис.3).

Первая группа нефтей имеет довольно ограниченное распространение на Северном Сахалине и обнаружена на месторождениях Оха, Эхаби, Восточный Кайган и Колендо, расположенных в зоне максимального развития морских и глубоководно-морских глинисто-кремнистых отложений. Специфическая черта нефтегазоносности этих месторождений - преобладание залежей нефти. Отношение разведанных запасов нефти к газу составляет в них 10:1. Возможно, нефти аналогичного состава могут быть обнаружены в наиболее северных Шмидтовском и Хангузинском участках северо-восточного шельфа Сахалина.

Углеводородный состав С5 - С8 нефтей этих месторождений характеризуется отношением ЦГ/ЦП менее 0,5 и П/Ф менее 1,5. Для них свойственны повышенные концентрации среднемолекулярных алканов с максимумами распределения в ряду н-алканов на С13 - С15. Вклад высших н-алканов незначительный, чаще они отсутствуют. Среди бензиновых углеводородов превалируют нафтеновые (44 - 80 %), ароматические содержатся в малых количествах (1-7 %). для метановых типично значительное преобладание изоалканов.

Особенности углеводородного состава этих нефтей позволяют предположить, что источником для них послужило органическое вещество со значительным участием сапропелевых компонентов, вероятно, морского, водорослевого и микробиального происхождения. Диагенез исходного органического вещества протекал преимущественно в восстановительной обстановке, а генерация нефтей проходила на ранних этапах катагенеза.

Во вторую группу попали нефти месторождений Одопту-суша, Одопту-море, Тунгор, Мухто, Паромай, Чайво, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское. Они расположены в северо-восточной части Северного Сахалина и прилегающего шельфа и связаны с отложениями как морских глубоководных, так и мелководных прибрежно-морских фаций, характеризующихся смешанным составом рассеянного органического вещества. В разрезе этих месторождений доля нефтяных залежей довольно значительна, но вместе с тем увеличивается число газовых и газоконденсатных залежей.

Характеристика углеводородного состава нефтей указанных месторождений отличается более высокими значениями отношений ЦГ/ЦП (0,5-1,4) и П/Ф (1,3-2,0). Максимальные концентрации в распределении н-алканов приходятся на С14 - С16 и С19 - С20. Вклад высших н-алканов в среднем составляет 6 %. В составе бензиновых углеводородов доминируют нафтеновые (от 31 до 69 %). Вероятно, что в составе органического вещества, послужившего источником для рассматриваемых нефтей, доля сапропелевых компонентов несколько снижается. Повышенные значения отношения П/Ф, возможно, объясняются менее благоприятной (слабовосстановительной или слабоокислительной) обстановкой диагенеза. Генерация нефтей данной группы проходила в основном на раннем и среднем этапах катагенеза.

Нефти II генетического типа обнаружены на месторождениях, находящихся в юго-восточной и центральной частях Сахалина; их нефтегазоносность связана с отложениями дагинского горизонта. К этому же типу отнесены нефти Астрахановского месторождения, расположенного в западной части Северного Сахалина, в разрезе которого принимают участие отложения континентального генезиса. Нефтегазоносность рассматриваемых месторождений характеризуется небольшим числом чисто нефтяных залежей и значительным преобладанием в них газов и газоконденсатов.

Для нефтей II генетического типа свойственны повышенное содержание стерана С29 (более 50 %) и высокие значения отношения ЦГ/ЦП (более 1,5). Отношения П/Ф изменяются в широких пределах (1,13-2,61), пристан н-C17 и фитан н-C18 имеют значения <1. Среди полициклических углеводородов увеличивается доля н-стеранов по отношению к гопанам (гопаны/н-стераны 2,1-3,0), присутствуют бигнорлупан, олеан. Наблюдается преобладание фенантренов над дибензотиофенами. Максимальные концентрации в ряду нормальных алканов приходятся на C21 - C23. Доля высших алканов значительна, в отдельных случаях достигает 28 %. В составе бензиновых углеводородов увеличивается доля ароматических (7-46 %).

Полученная характеристика углеводородного состава свидетельствует о преимущественно гумусовом типе исходного органического вещества с незначительной долей участия сапропелевых компонентов морского, возможно, прибрежно-морского или лагунного происхождения. Диагенетические преобразования протекали в широком диапазоне окислительно-восстановительных обстановок. Генерация нефтяных углеводородов проходила в основном на ранних и средних этапах катагенеза.

Нефти II типа по отношению П/Ф разделяются на две группы (см. рис. 2, рис.3), в первую из которых попадают нефти месторождений Монги, им.Мирзоева, Лунское, характеризующиеся средними значениями П/Ф от 1,13 до 1,92, а во вторую - нефти месторождений, расположенных в центральной и западной частях Северного Сахалина, имеющие более высокие значения П/Ф - в среднем 2, в некоторых случаях до 7,7-9,1 (Средний Аскасай, Крапивненская).

Различия в углеводородном составе нефтей рассматриваемых месторождений, вероятно, связаны с разной степенью участия в формировании месторождений двух очагов нефтегазообразования. Становление залежей месторождений Монги, им.Мирзоева и Лунское, возможно, частично происходило за счет углеводородов Пильтун-Чайвинского очага нефтегазообразования. Месторождения, расположенные в более западных зонах нефтегазонакопления, формировались за счет локальных зон питания, наиболее значительной среди которых является Байкальская депрессия, характеризующаяся повышенным содержанием гумусового органического вещества.

Таким образом, анализ углеводородного состава изученных нефтей Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна позволяет подразделить нефти на два генетических типа. Источником для образования нефтей 1 типа послужило органическое вещество морских фаций с различной долей участия сапропелевых компонентов. Нефти II типа генетически связаны с прибрежно-морскими и континентальными угленосными фациями. Источником для них явилось сапропелево-гумусовое органическое вещество с повышенным содержанием гумусовых компонентов.

Анализ характера размещения нефтяных месторождений, принадлежащих к различным генетическим типам, позволяет сделать предварительные выводы о том, что 1 тип нефтей коррелируется с рассеянным органическим веществом нефтематеринских пород нутовско-окобыкайского нефтегазоносного комплекса, а II тип нефтей - с рассеянным органическим веществом нефтематеринских пород дагинско-уйнинского нефтегазоносного комплекса, что может свидетельствовать в пользу сингенетичности нефтегазоносности указанных комплексов.

В целом проведенная генетическая типизация нефтей способствует уточнению геолого-геохимических условий нефтегазообразования и соответственно повышению качества прогноза нефтегазоносности Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейна.

ЛИТЕРАТУРА

1. Геохимические условия нефтеобразования в кайнозойских отложениях Сахалина/М.С. Ярошевич, А.Ф.Пономарева, Т.И.Кравченко и др. //Новые данные по геологии и нефтегазоносности Сахалина. - Л-, 1979, - С.74-84.

2. Модель формирования месторождений Сахалина как теоретическая основа прогноза нефтегазоносности Сахалинской нефтегазоносной области /Э.Г.Коблов, В.Ш.Брутман, Р.Л.Буценко и др. //Энергетические ресурсы Тихоокеанского региона. - М., 1982. - С.57-64.

3. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. -М.: Наука, 1984.

4. Popovich T.A. Petroleum typification on basis of hydrocarbon composition features // Proceedings of first Russia Japan joint symposium on Petroleum, Natural gas and Petrochemistry. Russian Academy of Scienses, Japan Petroleum Institute. RUJAS, 1993. - P.15-16.

 

Рис.1. ТРИГОНОГРАММА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ РЕГУЛЯРНЫХ СТЕРАНОВ В НЕФТЯХ СЕВЕРНОГО САХАЛИНА

Месторождения: а - нефтяные, б - нефтегазовые, в - нефтегазоконденсатные (1 - Колендо, 2 - Оха, 3 -Восточное Эхаби, 4 - Восточный Кайган, 5 - Одопту, 6 - Одопту-море, 7 - Чайво-море. 8 - Мухто, 9 - Лунское-море, 10 - Ноглики, 11 - Набиль, 12 - Астрахановское)

 

Рис.2. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРОВ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ (ЦГ/ЦП) И ИЗОПРЕНОИДОВ (П/Ф)

Месторождения: а - нефтяные; б - газонефтяные; в - нефтегазоконденсатные (1 - Колендо, 2 - Оха, 3 - Восточное Эхаби, 4 - Восточный Кайган, 5 - Кеуту, б - Тунгор, 7 - Одоп-ту, 8 - Одопту-море, 9 - Пильтун-Астохское, 10 - Аркутун-Дагинское, 11 - Чайво-море, 12 - Мухто, 13 - Кыдыланьи, 14 - им.Мирзоева, 15 - Монги, 16 - Лунское-море, 17 - Ногли-ки, 18 - Набиль, 19 - Гиляко-Абунан, 20 - Восточно-Байкальское, 21 - Сабо, 22 - Нельминское, 23 - Астрахановское)

Показатели углеводородного состава нефтей Северо-Сахалинского НГБ

Параметры

I тип

II тип

Регулярные стераны

С27:С28:С29

36:30:34

23:17:60

С2729

0,85-1,27/1,07

0,30-0,42/0,38

С2829

0.72-1,07/0,90

0,25-0,38/ 0,28

Олеанан/гопан С30

0,09-0,20/0,14

0,29-0,69/0,40

Биснорлупан/гопан С30

0,10-0,17/0,13

0,31-0,38/ 0,34

Гопан С30/стеран С29

3,03-5,02/ 4,06

2,12-3,07/ 2,60

Дибензотиофен/фенантрен

0,18-0,91/ 0,31

0,06-0,16/ 0,09

20S/(20S+20R)

0,35-0,47/ 0,39

0,23-0,29/ 0,26

bb / bb = a

0,41-0,48/ 0.47

0,41-0,42/ 0,42

Циклогексаны/циклопентаны

0,26-1,28/ 0,79

1,33-3,23/ 2,05

Пристан/фитан

1,11-2,57/ 1,62

1,13-2,61/ 1,96

Пристан/н-С17

0,63-3,67/ 1,76

0,57-1,10/ 0,88

Фитан/н-С18

0,47-4,69/ 1,49

0,23-0,80/ 0,46

 

1 -1 генетический тип нефтей: а - первая группа, б - вторая группа; 2 - II генетический тип нефтей: а - первая группа, б - вторая группа; 3 - отношения ЦГ/ЦП - <50, б - 0,5-1,0, в - 1,0-1,5, г - >1,5); 4 - изолинии значений П/Ф; 5 - соотношение регулярных стеранов (а - с числом атомов С27, б - С28, в - С29); 6 - месторождения (а - нефтяные, б - нефтегазовые, а -- нефтегазоконденсатные); тип РОВ: al - преимущественно сапропелевый, al - ar - смешанный, ar - преимущественно гумусовый

 

Рис.4. МАСС-ФРАГМЕНТОГРАММЫ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОЛЕНДО (а) И НАБИЛЬ (б)

Индексация пиков: т/z 217: 1 - a -холестан 20R, 2 - 24-этил-b, a-диахолестан 20R, 3 - 24-метил-a-холестан 20R, 4 - 24-этил-5a-холестан 20R;

m/z 218: 5 - изохолестаны 20R+20S, б - 24-метил-изохолестаны 20R+20S, 7 - 24 - этил-изохолестаны 20R+20S;

m/z 177/191: 1 - трициклический С23, 2 - трициклические терпаны С26, 3 - трициклические терпаны С28, 4 - трициклические терпаны С29, 5 - гопан С27 (Ts), 6 - гопан С27 (Тm), 7 - 28,30 - бисноргопан + биснорлупан, 8 - адиантан, 9 - 18aолеан С30, 10 - гопан С30, 11 - моретан С30, 12 - пентакисгомогопан С35, 13 - биснорлупан