|
© Е.Б. Стрельникова, Л.Д. Стахина, 2004 |
ЗОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО СОДЕРЖАНИЮ ГЕТЕРОАТОМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ В НЕФТЯХ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА
Е.Б. Стрельникова, Л.Д. Стахина (ИХН СО РАН)
Изучению состава нефтей юго-востока Западной Сибири посвящен ряд работ [2-5]. Часть из них затрагивает не только УВ-составляющую, но и менее изученные компоненты - азот- и серосодержащие [2-5]. Однако распределение кислородсодержащих соединений - кислот, фенолов, кетонов - в нефтях практически не систематизировано. Представленные в данной статье новые данные по распределению кислородсодержащих соединений в нефтях юрских отложений юго-востока Западной Сибири обобщены с имеющимися сведениями по распределению азот- и серосодержащих гетероатомных соединений, на основе чего выявлены закономерности пространственного размещения нефтей с различным содержанием гетероатомных соединений.
Исследованные нефти отобраны с площадей, расположенных в Томской области и на юго-востоке Тюменской в пределах Нюрольской впадины (месторождения Нижне-Табаганское, Кулгинское, Северо-Калиновое, Широтное, Арчинское, Урманское, Налимье) Александровского (Вахское, Линейное, Никольское) и Пудинского (Селимхановское, Герасимовское, Восточно-Герасимовское, Западно-Останинское, Лугинецкое, Рыбальное) мегавалов, Демьянского (Травяное, Ново-Ютымское, Усть-Тегусское), Каймысовского (Первомайское, Лонтыньяхское, Оленье, Моисеевское, Крапивинское) и Сургутского (Южно-Сургутское, Федоровское) сводов, Ханты-Мансийской (Пихтовое), Усть-Тымской (Тунгольское, Толпаровское) и Бакчарской (Западно-Крыловское) впадин и Колтогорского прогиба (Ледовое, Ломовое, Приколтогорское).
Изучение особенностей пространственного размещения залежей позволило выделить 3 зоны с различным содержанием гетероатомных соединений (рис. 1).
Первая зона - с высоким содержанием гетероатомных соединений в нефтях охватывает западные районы (Сургутский, Демьянский, Каймысовский своды и т.д.). В целом содержание гетероатомных соединений максимально в пределах Демьянского и Сургутского сводов, снижается в направлении Каймысовского свода, южной части Колтогорского прогиба, прилегающих районов Ханты-Мансийской впадины.
Нефти этой зоны характеризуются максимальным содержанием серы и сернистых соединений (рис. 2, А). Содержание общей серы находится в пределах 1,3-1,6 % в нефтях Демьянского и Сургутского сводов и 0,7-0,9 % в нефтях Каймысовского свода и Ханты-Мансийской впадины [2]. Как известно [3, 4], среди серосодержащих соединений западно-сибирских нефтей преобладают сульфиды и тиофены.
Установлено, что характер их распределения в нефтях этой зоны аналогичен распределению общей серы. Так, содержание тиофенов в нефтях Каймысовского свода составляет 0,4-0,7 %, в нефтях Демьянского и Сургутского сводов - 0,5-1,2 % (по сульфидам - 0,1-0,2 и 0,2-0,5 % соответственно).
Нефти первой зоны содержат максимальное количество общего и основного азота: соответственно 0,14-0,16 % общего и 0,03-0,04 % основного [2]. В большинстве нефтей этой зоны присутствуют ванадилпорфирины, в нефтях Каймысовского свода - и никелевые комплексы [1, 5].
Авторы данной статьи определили количественное содержание типичных представителей нефтяных кислородных соединений: кетонов, свободных карбоновых кислот (в том числе сильных) и фенолов. Эти классы соединений составляют, как правило, не менее 50-60 % общего числа кислородсодержащих соединений в нефтях Западной Сибири [1].
Установлено, что нефти первой зоны, так же как общих серы и азота, содержат максимальное количество общего кислорода - 0,8-1,3 % (см. рис. 2, А). Содержание кислородных соединений в нефтях Каймысовского свода и южной части Колтогорского прогиба составляет, %: кетонов - 0,25-0,35; карбоновых кислот - 0,01-0,04 (в том числе 0,003-0,007 сильных кислот).
В нефтях Демьянского и Сургутского сводов и прилегающих районов Ханты-Мансийской впадины концентрация кетонов и кислот еще больше: кетонов - 0,30-0,45 %; карбоновых кислот - 0,07-0,11 % (сильных 0,01-0,02). Содержание фенолов находится в пределах 0,04-0,08 % в большинстве нефтей первой зоны. Следует отметить, что для нефтей первой зоны характерны минимальные значения отношения Pr/Ph: 0,8-1,1 в нефтях Сургутского, Демьянского сводов, прилегающих районов Ханты-Мансийской впадины и 1,1-1,5 в нефтях Каймысовского свода, что может свидетельствовать о преобладании восстановительной обстановки на стадии образования исходного ОВ нефтей.
Вторая зона объединяет территории с минимальным содержанием гетероатомных соединений в нефтях (см. рис. 2, Б). Это восток и юго-восток исследуемой территории (Усть-Тымская, Бакчарская впадины, восточная часть Пудинского мегавала).
Нефти этой зоны малосернистые, содержание общей серы в них меньше 0,3 %, причем в верхнеюрских нефтях ее больше (0,2-0,3 %), чем в средне- и нижнеюрских (0-0,2 %). Распределение тиофенов имеет сходный характер: количество тиофенов в верхнеюрских нефтях составило 0,13-0,24 %, а в средне- и нижнеюрских - 0,01-0,13 %. Содержание сульфидов не зависит от возраста нефтей и находится в пределах 0,04-0,12 %.
Нефти второй зоны содержат минимальное количество общего и основного азота: 0,05-0,06 % (средне- и нижнеюрские) и 0,09-0,12 % (верхнеюрские) и соответственно около 0,01 и 0,02 % основного азота. Металлопорфирины в нефтях этой зоны отсутствуют.
Содержание общего кислорода в нефтях второй зоны находится в пределах 0,5-1,0 %. В них содержится, %: кетонов - 0,15-0,30; кислот - 0,01-0,04 (в том числе 0,003-0,006 сильных); фенолов - 0,02-0,04. Во второй зоне сосредоточены нефти с максимальными среди изученных значениями отношения Pr/Ph: 1,6-2,3 в верхнеюрских нефтях и 2,3-3,6 в средне- и нижнеюрских, что может свидетельствовать о преобладании окислительной обстановки на стадии образования исходного ОВ нефтей.
Нефти третьей зоны занимают промежуточное положение по содержанию гетероатомных соединений (см. рис. 2, В). Это нефти юга территории - Нюрольской впадины, южной части Пудинского мегавала. Здесь состав нефтей по содержанию гетероатомных соединений неоднороден. Сравнительно рядом залегают как нефти с высоким (многопластовые месторождения Нижне-Табаганское, Герасимовское, Северо-Калиновое), так и с пониженным (месторождения Арчинское, Урманское, Широтное) содержанием гетероатомных соединений.
Нефти третьей зоны содержат 0,3-1,3 % общей серы, причем характерно, что в нефтях с большим содержанием серы больше как сульфидов, так и тиофенов, а также 0,09-0,16 % азота, в том числе 0,02-0,025 % основного, и характеризуются наличием как ванадиловых, так и никелевых комплексов порфиринов.
Концентрация общего кислорода в нефтях третьей зоны составляет 0,6-1,1 %. В этих нефтях содержится, %: кетонов - 0,20-0,50; кислот - 0,01-0,06 (0,003-0,015 сильных); фенолов - 0,02-0,06. Значения отношений Pr/Ph нефтей третьей зоны находятся в широких пределах - 0,9-2,7.
Обобщая полученные данные, следует отметить, что максимальное суммарное количество гетероатомных элементов (N, S, О) отмечается в нефтях первой зоны (Демьянского и Сургутского сводов - 2,0-3,0 %, остальные - 1,4-2,1 %), в то время как минимальное их количество характерно для нефтей второй зоны (0,5-1,2 %), нефти третьей зоны занимают промежуточное положение (0,9-2,2 %). Данная тенденция характерна и для всех изученных гетеро- атомных компонентов в отдельности.
Среди каждого класса гетероатомных компонентов (азот-, кислород- и серосодержащих) относительные содержания отдельных составляющих существенно не различаются во всех трех зонах.
Проведенное зонирование территории по составу гетероатомных соединений показало сходство с зональностью распределения типов залежей и УВ-флюидов с разными геохимическими и термобарическими параметрами, приведенными в работе И.С. Старобинца и Т.Н. Немченко (2002). Этими авторами показано, что в направлении от западной к северо-восточной части региона происходит увеличение пластовой температуры, возрастают давление насыщения нефтей, их газонасыщенность, метановый характер и выход светлых фракций. В то же время значительно снижаются такие показатели, как плотность нефти, ее вязкость и содержание смол. Указанные изменения термобарических и геохимических параметров нефтяных систем в направлении с запада на восток данные авторы объясняют ростом пластовых температур и как следствие - усилением катагенеза нефтей. Этим же могут быть объяснены и изменения количества и состава гетероатомных соединений. Определенную роль играл, видимо, также переход от морских к прибрежно-морским фациям.
Сходный характер зонирования территории приведен также в работе О.Ф. Стасовой, А.И. Ларичева, Н.И. Ларичкиной (1998). Эти авторы на основе изучения региональных закономерностей изменения УВ-флюидов, а также детального исследования низко- и высококипя- щих УВ в нефтях юры юго-восточной части Западно-Сибирской плиты выявили несколько зон аккумуляции УВ с соответствующими им типами нефтей: по классификации А.Э. Конторовича и О.Ф. Стасовой (1978) это нефти типа А, С, С1.
Территориально это зонирование также близко к предложенному нами. Так, области алкановых, парафинистых нефтей типа А соответствует зона с минимальным содержанием гетероатомных соединений, а области нефтей циклоалканового состава типа С - с максимальным. Области нефтей типа С1 (генерированных породами с морским ОВ, содержащим значительный процент карбонатов) соответствует зона с промежуточным содержанием гетероатомных соединений.
Таким образом, в результате обобщения информации по распространению кислород-, азот- и серосодержащих соединений в нефтях юрского комплекса юго-востока Западной Сибири установлена закономерность пространственного размещения нефтей с различным содержанием гетероатомных соединений. Полученные данные могут быть использованы для оценки условий залегания и формирования залежей нефти на этой территории.
Литература
1. Бойко О.А. Химический состав нефтей Западной Сибири / О.А. Бойко, А.К. Головко и др. - Новосибирск, Наука, 1988.
2. Герасимова Н.Н. Распределение азот- и сераорганических соединений в нефтях юрского и палеозойского комплексов Западной Сибири / Н.Н. Герасимова, Т.Л. Николаева, Е.Ю. Коваленко, Т.А. Сагаченко, Р.С. Мин // Нефтехимия. - 2003. - № 4. - С. 266-272.
3. Красноярова Н.А. Состав углеводородов, металлопорфиринов и сернистых соединений в нефтях из нижнеюрских отложений юго-востока Западной Сибири / Н.А. Красноярова, O.В. Серебренникова, Т.Л. Николаева, P.С. Мин, Т.К. Мозжелина // Нефтехимия. - 1999. -№ 1. - С. 23-27.
4. Николаева Т.Л. Состав углеводородов, металлопорфиринов и серосодержащих соединений в нефтях из среднеюрских отложений Западной Сибири / Т.Л. Николаева, Е.В. Гулая, О.В. Серебренникова, Р.С. Мин, Т.К. Мозжелина // Нефтехимия. - 2001. - № 2. - С. 103-108.
5. Стасова О.Ф. Состав нефтей нижнесреднеюрских отложений Томской области / О.Ф. Стасова, Н.И. Ларичкина // Геохимия. - 1999. - № 7. - С. 742-747.
The article is devoted to the studying of Jurassic oils composition of south-eastern West Siberia by heteroatomic compounds distribution and territorial change analysis of such distribution.
Based on complex properties of studied oils by sulfur and sulfur compounds, nitrogen, metalloporphyritic complexes, oxygen compounds including ketones, carboxylic acids, phenols, three zones which differ from one another by formation conditions of original organic matter are distinguished. This zonality is well correlated with that of accumulation types distribution and HC fluids with different geochemical and thermobaric parameters and zones of HC accumulation with the corresponding to them A, C, C1 oil types according to classification of A.E.Kontorovich and O.F.Stasova.
Рис 1. СХЕМА ЗОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИПО СОДЕРЖАНИЮ ГЕТЕРОАТОМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ В НЕФТЯХ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА
1 - месторождение; области с различным содержанием гетероатомных соединений: I- высоким, II- низким, III- переменным
Рис. 2. СОДЕРЖАНИЕ ГЕТЕРОАТОМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ В НЕФТЯХ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Нефти: А - зоны I, Б - зоны II, В- зоны III; n - число образцов; S: т - тиофеновая, с - сульфидная; N: нейтр - нейтральный, осн - основной; О: фен - фенольный, кис - кислотный, кет - кетоны; СООН: сл - слабый, сил - сильный