|
© Коллектив авторов, 2004 |
СОСТАВ НЕФТЕЙ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ СУРГУТСКОГО СВОДА
А.А. Потрясов, К.Г. Скачек (ТПП “Когалымнефтегаз"), А.И. Ларичев, Н.И. Ларичкина, М.О. Захрямина (ГФУП СНИИГГиМС)
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является главным нефтегазодобывающим регионом России [3]. Изучение состава нефтей, конденсатов и газов этой провинции началось в 60-е гг. Результаты исследования геохимических особенностей УВ-флюидов нашли свое отражение в трудах многих ученых (А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, С.Г. Неручев, Ал.А. Петров, О.Ф. Стасова, Г.Н. Гордадзе, Л.С. Озеранская и др.). Известно, что основные и наиболее крупные многопластовые скопления УВ на территории Западной Сибири приурочены главным образом к крупным положительным структурам I порядка, к числу которых относится Сургутский свод. Изучение геохимических особенностей их состава вносит значительный вклад в развитие осадочно-миграционной теории нафтидогенеза, позволяя тем самым более эффективно проводить поисковые работы на нефть и газ.
Объект исследования данной работы - нефти берриас-валанжинских, верхне- и среднеюрских отложений месторождений и площадей, расположенных на северо- восточном склоне Сургутского свода. Анализы выполнены из поверхностных проб нефтей лабораториями ООО “КогалымНИПИнефть” (Когалым) и ФГУП СНИИГГиМС (Новосибирск) (В работе принимали участие А.С. Фомичев, В.Н. Чеканова (СНИИГГиМС), Ю.В. Белоусов (ООО “КогалымНИПИнефть”).). Всего было изучено около 400 проб нефтей Тевлинско-Русскинского, Южно-Конитлорского, Икилорского, Кочевского, Северо-Кочевского, Коголымского и Южно-Ягунского месторождений, из них 120 - из юрских отложений, остальные - нефти из песчаников ачимовской толщи и шельфовых пластов группы БС неокома. Значительное число проб исследуемой коллекции представлено нефтями Тевлинско-Русскинского месторождения, занимающего большую часть территории северо-восточного склона Сургутского свода, простираясь с юга на север. Тевлинско-Русскинская структура состоит из ряда цепочек куполовидных поднятий, ориентированных в северо-восточном направлении и объединенных в структуру месторождения, отдельные части которой имеют одноименные названия: Русскинская (50 проб нефтей), Тевлинско-Русскинская (120), Западно-Тевлинская (22), Тевлинская (26), Сорымско-Именская (32). Основные залежи УВ-флюидов на перечисленных месторождениях приурочены к нефтеносным пластам Ю1 (77 проб нефтей), БС11 (71) и БС10 (192). Эти пласты продуктивны практически на всей территории Широтного Приобья. Кроме того, здесь открыты нефтяные залежи в отложениях малышевского горизонта (J2bt, пласт Ю2, 34 пробы нефтей) и в песчаных пластах ачимовской толщи (К1b-v, пласты БС18-20, 55 проб нефтей).
Изучение геохимических особенностей нефтей в широком стратиграфическом диапазоне от средней юры до нижнего мела показало, что, несмотря на закономерное уменьшение пластовой температуры и давления вверх по разрезу, их состав меняется хаотично (рис. 1, 2). Наиболее тяжелые нефти, плотность которых колеблется в пределах от 0,88 до 0,89 г/см3, отмечены в южной части изучаемой территории в пласте Ю2. Это нефти Южно-Конитлорской, Русскинской, Сорымско-Именской площадей. Вверх по разрезу плотность нефтей уменьшается. Так, в пласте Ю1 она изменяется от 0,87 до 0,84 г/см3. Как и в пласте Ю2, относительно тяжелые нефти (0,87 г/см3) характерны для южной части района - Русскинской и Сорымско-Именской площадей. В северном и восточном направлениях плотность УВ-флюидов снижается. Нефти средней плотности зафиксированы на Западно-Тевлинской и Кочевской (0,86 г/см3), Северо-Кочевской и Коголымской (0,85 г/см3) площадях, низкой плотности (0,84 г/см3) - на Южно-Ягунской площади.
В ачимовских отложениях плотность нефтей несколько возрастает по сравнению с нижележащими продуктивными горизонтами баженовской свиты, особенно верхневасюганской подсвиты (пласт Ю1). Здесь встречаются нефти средней и повышенной плотности (0,86-0,88 г/см3). Исключение составляет нефть, полученная на Икилорской площади (скв. 305), плотность которой составляет 0,912 г/см3.
Увеличение плотности вверх по разрезу отмечается и в нефтях пласта БС11 Русскинской, Сорымско-Именской, Тевлинско-Русскинской, Западно-Тевлинской и Тевлинской площадей (0,88-0,90 г/см3). Исключение составляют нефти Коголымской и Южно-Ягунской площадей, плотность которых около 0,86 г/см3.
В пласте БС10 по сравнению с нижележащими отложениями плотность нефтей падает до 0,86-0,87 г/см3. На Коголымском и Южно-Ягунском месторождениях она, напротив, несколько возрастает от пласта БС11 к пласту БС10. В нефтях южной и центральной частей изучаемой территории такой закономерности не обнаружено.
Таким образом, изучение плотности нефтей северо-восточного склона Сургутского свода в региональном плане показало, что нефти повышенной плотности приурочены главным образом к юго-западной части территории. Нефти центральной части характеризуются средней плотностью, северных и восточных участков - низкой. Это, по-видимому, можно объяснить общим региональным повышением пластовой температуры с юга на север (см. рис. 2, Б).
Картина изменения плотности нефтей как по площади, так и по разрезу очень хорошо коррелирует с изменением содержания серы (см. рис. 1). В нефтях Южно-Конитлорской, Русскинской, Сорымско-Именской, Тевлинско-Русскинской площадей концентрация серы составляет 1-2 %, незакономерно меняясь по разрезу. На Северо-Кочевской, Кочевской, Коголымской, Южно-Ягунской площадях содержание серы в нефтях не превышает 1 %, причем на Северо-Кочевской и Кочевской площадях от пласта Ю1 к пласту БС10 содержание серы возрастает от 0,55 до 0,79 %. В нефтях Коголымской площади оно увеличивается от 0,70 до 0,91 %. На Южно-Ягунской площади концентрация серы в нефтях увеличивается вверх по разрезу почти в 2 раза (пласт Ю1 - 0,48 %, пласт БС10 - 0,93 %).
Характер изменения асфальтово-смолистых компонентов в значительной степени аналогичен содержанию серы. Следует отметить, что по содержанию смол (от 5-7 до 10-20 %) все изучаемые нефти относятся к классу смолистых нефтей. Повышенным содержанием характеризуются нефти Тевлинско-Русскинского (Тевлинско-Русскинская площадь, пласт БС11 - 12,3 %) и Южно-Конитлорского (пласт Ю2 - 18,9 %, пласт БС18-20 - 19,8 %) месторождений. Несколько меньшее содержание смол отмечается в нефтях Северо-Кочевского месторождения (пласт БС10 - 9,3 %). Четкой закономерности изменения содержания смол в нефтях этих месторождений не наблюдается. Напротив, на Южно-Ягунском месторождении содержание смол увеличивается вверх по разрезу почти в 2 раза. В нефтях Коголымского месторождения, как и в нефтях Южно-Ягунского, содержание смол не превышает 10 %, однако четкой однонаправленности изменения вверх по разрезу не фиксируется. Концентрация смол в этих нефтях остается практически постоянной (от пласта Ю1 до пласта БС10).
Отличительной особенностью изучаемых нефтей является высокое содержание асфальтенов. В юрских отложениях содержание асфальтенов в нефтях изменяется от 0,75 % (Кочевская площадь, пласт Ю0) до 3,2 % (Южно-Конитлорская площадь, пласт Ю0). При этом на Тевлинско-Русскинском и Южно-Конитлорском месторождениях концентрация асфальтенов в нефтях не менее 1 %. В нефтях Северо-Кочевского, Кочевского и Южно-Ягунского месторождений содержание асфальтенов ниже и составляет около 0,8 %. В нижнемеловых отложениях (пласт БС11-10) отмечается их резкое увеличение. Особенно велика концентрация этих компонентов (3-5 %) в нефтях Тевлинско-Русскинского месторождения. На Коголымском и Южно-Ягунском месторождениях содержание асфальтенов от пласта БС11 к пласту БС10 возрастает в 1,5-2,0 раза и составляет в среднем около 3 %. В нефтях ачимовской толщи содержание асфальтенов весьма хаотично. Здесь можно встретить нефти как с относительно низкой (0,8 % - Северо-Кочевская площадь), так и высокой (6,8 % - Икилорская площадь) концентрацией. По-видимому, содержание асфальтенов в нефтях определяется газонасыщенностью, которая тесно связана с термобарическими параметрами пласта (см. рис. 2). Так, на Икилорской площади (скв. 305) температура пласта определяется в 80 °С, а на Северо-Кочевской - выше и в среднем составляет около 95 °С.
Концентрация низкокипящих компонентов в составе нефтей северной части Сургутского свода изменяется в широком диапазоне. Наименьшим содержанием этих компонентов характеризуются нефти Южно-Конитлорского и Тевлинско-Русскинского месторождений (10-22 %). В нефтях Северо-Кочевского, Кочевского, Коголымского и Южно-Ягунского месторождений доля бензинов изменяется от 20 % (Северо-Кочевское месторождение, пласты Ю0, БС18-20) до 31 % (Южно-Ягунское месторождение, пласт Ю1).
Отличительной особенностью изучаемых нефтей является относительно невысокое содержание парафинов, концентрация которых изменяется от 2,0 до 3,5 % и практически постоянна как по площади, так и по разрезу.
Таким образом, изучение физико-химических параметров нефтей северной части Сургутского свода в широком стратиграфическом диапазоне показало, что они характеризуются как низкой, так и высокой плотностью и относятся к классу сернистых, смолистых, малопарафинистых и парафинистых нефтей, отвечающих нефтям главной зоны нефтегазообразования. Согласно классификации нефтей, разработанной А.Э. Конторовичем и О.Ф. Стасовой, они являются нефтями типа С [2] и отвечают главным образом нефтяным системам.
Некоторые физико-химические параметры нефтей отражают генетические связи с исходным материнским ОВ и слабо изменяются в зависимости от современных пластовых температур и давлений. Например, содержание серы меняется в очень небольшом диапазоне в пределах одного месторождения и не зависит от глубины залегания продуктивных пластов. Аналогичным образом изменяется и содержание парафинов. Этот фактический материал свидетельствует о том, что рассматриваемые нефти были генерированы преимущественно аквагенным ОВ.
Закономерное уменьшение бензиновых фракций и увеличение плотности нефтей снизу вверх по разрезу Южно-Ягунского и Коголымского месторождений позволяют сделать вывод о меньшей интенсивности вертикальной миграции нефтей по сравнению с другими месторождениями, где плотность нефтей остается практически постоянной с глубиной, а содержание бензинов изменяется хаотически. Это хорошо согласуется с геологическим строением месторождений. В пределах Коголымского и Южно-Ягунского месторождений отмечаются большая мощность и лучшее качество экранов и вследствие этого меньшая интенсивность межпластовых перетоков УВ-флюидов.
Детальное исследование УВ-состава бензиновых (НК 125 °С) фракций нефтей Северо-Кочевского (пласты Ю1; БС18-20). Кочевского (пласт Ю1), Коголымского (пласты Ю1; БС18-20, БС11), Тевлинско-Русскинского (пласты Ю2, Ю1; БС18-20, БС10) и Южно-Ягунского (пласты Ю1; БС11, БС10) месторождений показало, что среди основных групп УВ - метановых (Me), нафтеновых (Nn) и ароматических (Аr) - доминируют метановые УВ (табл. 1). Отношение этих УВ в исследуемых нефтях от средней юры до нижнего мела можно представить следующим концентрационным рядом: Me > Nn > Ar.
Среди метановых УВ, концентрация которых изменяется от 58,60 % (Тевлинская площадь, скв. 3, пласт Аr) до 81,64 % (Сорымско-Именская площадь, пласт Ю2) алканы нормального строения (н-Ме) доминируют над изоалканами (i-Me). Отношение н- и изоалканов в бензиновых фракциях изменяется от 1,16 (Южно-Ягунская площадь, скв. 99, пласт БС11) до 2,22 (Северо-Кочевская площадь, пласт Ю1).
В составе нафтеновых УВ пентацикланы преобладают над гексацикланами. Исключение составляют нефти Северо-Кочевской площади, в составе которых преобладают гексацикланы. Повышенные концентрации гексацикланов, как правило, отмечаются в конденсатах.
Отличительной особенностью изучаемых нефтей является резкое различие содержания ароматических УВ. Так, нефти северных и восточных участков изучаемой территории Сургутского свода содержат значительно больше ароматических УВ, чем нефти центральных и южных участков. Отношение основных групп УВ в нефтях Северо-Кочевской, Кочевской, Тевлинской, Коголымской и Южно-Ягунской площадей можно представить как: Me:Nn:Ar = 63:33:4.
В нефтях Сорымско-Именской, Русскинской и Южно-Конитлорской площадей отношение этих УВ имеет вид: Me:Nn:Ar = 73,0:26,5:0,5. Заметим, что именно эти нефти характеризуются повышенной плотностью, в их составе зафиксировано значительное содержание асфальтово-смолистых компонентов. Нефти северных и восточных площадей, напротив, имеют низкую плотность и для них характерно значительное содержание низкокипящих компонентов. Следует отметить, что в конденсате Тевлинской площади содержание ароматических УВ достигает 8 %. Среди ароматических УВ толуол резко преобладает над бензолом, что служит характерным признаком нефтей главной зоны нефтегазообразования [5].
По групповому УВ-составу изучаемые нефти являются ароматиконафтенометановыми (табл. 2). В их составе нафтеноароматические УВ играют ведущую роль. Среди насыщенных УВ алканы нормального строения (н-Ме)занимают подчиненное положение. Их концентрация в отбензиненных фракциях в большинстве случаев не превышает 16 %. Так как УВ с циклической структурой являются определяющими в составе исследуемых нефтей, то отношение нафтеновых УВ (Nn) и УВ с разветвленной структурой (i-Me) можно представить как 2:1 [5]. Учитывая особенности физико-химического состава, а также группового УВ-состава, можно предположить, что в них реализуется следующий ряд УВ-компонентов:
Nn-Ar > Nn > i-Me > н-Me.
Изучение реликтовых УВ ациклического типа строения (н-алканов и изопреноидов) показало, что они характеризуются широким спектром. Отличительная особенность их состава - преобладание алканов нормального строения над изопренанами. Среди алканов нормального строения состава С3-С36 преобладают низкокипящие УВ состава С3-С11 (табл. 3).
Детальный анализ реликтовых УВ в отбензиненных фракциях нефтей Южно-Конитлорского месторождения позволил установить, что алканы состава С12-С18 доминируют над УВ состава С19-С36 (рис. 3, см. табл. 3). Максимум концентраций на кривой молекулярно-массового распределения н-алканов (С10-С40) приходится на область короткоцепочечных УВ состава C13-C16. Далее с увеличением числа атомов углерода в молекуле н-алкана концентрация этих УВ равномерно падает. На рис. 3 видно, что характер распределения н-алканов остается неизменным по всему разрезу: от среднеюрских до нижнемеловых отложений. Вероятно, на облик кривой, наряду с типом исходного ОВ, участвующего в генерации УВ, значительное влияние оказывает фазовый состав залежей УВ-флюидов [5].
В составе ациклических изопреноидов максимум концентраций соответствует пристану (i-С19) или фитану (i-С20) (см. рис. 3). Значение такого геохимического показателя как пристан/фитан для большей части нефтей изменяется от 0,57 до 1,53 (см. табл. 3). По мнению многих исследователей, это указывает на морской генезис нефтей. Однако по мнению авторов статьи, данные в табл. 3 показывают, что возрастание отношения пристан/фитан происходит в большей степени вверх по разрезу, что свидетельствует о миграционных процессах, основным препятствием для которых является наличие на пути хорошей покрышки баженовской свиты. Тогда по отношению пристан/фитан все нефти можно расположить следующим образом: Ю2<Ю1<Ю0 и Ач<БС.
По мнению авторов статьи, значение отношений пристан/ н-гептадекан, фитан/н-октадекан, а также н-алканов состава C12-C18 и изопреноидов С14-С20, которые элюируются на хроматограмме в одной и той же области, характеризует фазовый состав залежей УВ-флюидов. Известно, что для нефтяных залежей значение отношений пристан/н-гептадекан и фитан/н-октадекан составляет > 0,3 [1]. Данные, представленные в табл. 3, показывают, что эти значения изменяются от 0,41 (Русскинская площадь, скв. 201) до 1,23 (Тевлинско-Русскинская площадь, скв. 100). Причем на Южно-Конитлорском месторождении в нефтях, полученных из малышевского горизонта и ачимовской толщи в скв. 107, значения этих геохимических коэффициентов практически остаются постоянными (см. рис. 3, табл. 3). Для нефтей Сорымско-Именской, Русскинской, Южно-Ягунской площадей их значения несколько изменяются от скважины к скважине. Так, отношение пристан/н-гептадекан и фитан/н-октадекан в нефтях Сорымско-Именской площади изменяется от 0,41 до 1,19 и от 0,62 до 0,93 соответственно.
По-видимому, наряду с тем что эти показатели указывают на фазовый состав залежей УВ-флюидов, они также отражают положение скважины на структуре и различное содержание газа, растворенного в нефти (Ларичкина Н.И., 1999). Вероятно, именно соотношение жидких и газообразных компонентов в нефти в значительной степени влияет на состав УВ-флюидов.
Отношение н-алканов (С12-С18) и изопреноидов (С14-С20) изменяется от 2,0 до 3,0-3,5 и свидетельствует о том, что все изучаемые УВ-флюиды отвечают нефтяным системам, состав и свойства которых неразрывно связаны с вмещающими их породами (Ларичев А.И., 1999).
Изучение нефтей северного и северо-восточного склонов Сургутского свода позволило сделать следующие выводы.
1. Наиболее тяжелые сернистые, смолистые нефти, содержащие повышенные концентрации асфальтенов, сосредоточены в юго-западной части изучаемой территории. В северном и северо-восточном направлениях состав нефтей облегчается. В них сокращается содержание серы и асфальтенов и возрастает доля низкокипящих компонентов.
2. Нефти в широком стратиграфическом диапазоне - от пласта Ю2 до пласта БС10 - на значительной части изучаемой территории близки по своему составу. Исключение составляют нефти Южно-Ягунского месторождения, которое расположено на северо-восточном склоне Сургутского свода на границе с Ярсомовским прогибом. Вероятнее всего, состав нефтей по разрезу в присводовой части Сургутского свода обусловлен наличием большого числа мало- и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций [4], которые в различные моменты геологического времени и на различных участках их развития играли роль как флюидоупоров, разобщающих самостоятельные флюидодинамические системы, так и каналов вертикальной миграции, что способствовало лучшему обмену УВ-флюидов в многопластовой залежи. Напротив, на склонах, где отмечается увеличение мощности разрезов, в том числе и глинистых пластов, нефти вверх по разрезу утяжеляются, что согласуется с региональным изменением их состава.
3. Фиксируемые изменения физико-химического состава характерны для нефтей главной зоны нефтегазообразования и отвечают главным образом нефтяным системам. В связи с этим по групповому УВ-составу все изучаемые нефти являются ароматиконафтенометановыми типа С. Однако в северном и северо-восточном направлениях в их составе увеличивается доля метанонафтеновых УВ, а среди бензинов возрастает содержание ароматических УВ, что свойственно нефтям газоконденсатно-нефтяных систем. Следует отметить, что состав нефтей в южной и северной частях рассматриваемой территории отвечает региональным закономерностям изменения фазового состава залежей УВ-флюидов, характерным для территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. В центральной части этого бассейна (Широтное Приобье) нефтяные залежи сменяются газоконденсатно-нефтяными, а далее к северу - газоконденсатными и газовыми.
Таким образом, детальное изучение состава и свойств нефтей северного склона Сургутского свода еще раз показало, что они неразрывно связаны с особенностями геологического строения изучаемого района, а также зонального и регионального изменений состава нефтей, свойственного для нефти как самоорганизующейся материи [3].
Литература
1. Губницкий В.М. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территориях // Материалы сов. “Современные проблемы нефти и газа”. - М.: ИГиРГИ, 2001. - С. 333-337.
2. Конторович А.Э. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли / А.Э. Конторович, О.Ф. Стасова // Геология и геофизика. - 1978. - № 8. - С. 3-13.
3. Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / А.Э. Конторович, В.С. Сурков, А.А. Трофимук и др. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1994. - Вып. 2.
4. Славкин В.С. О природно-геологической составляющей роста добычи нефти в Западной Сибири / В.С. Славкин, Н.С. Шик // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001. - № 9. - С. 17-27.
5. Стасова О.Ф. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты / О.Ф. Стасова, А.И. Ларичев, Н.И. Ларичкина // Геология нефти и газа. - 1998. - № 7. - С. 3-11.
Results of complex investigation of surface samples of Jurassic and Cretaceous oils of north-eastern slope of Surgut arch are presented. It was traced a change of different indices of petroleum composition along the section of formations considered and in regional plan.
Рис. 1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА НЕФТЕЙ ЮРСКИХ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА (средние
данные)
Месторождение: 1 - Южно-Конитлорское, 2 - Тевлинско-Русскинское, 3 - Северо-Кочевское, 4 - Коголымское, 5 - Южно-Ягунское
Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (А) И ТЕМПЕРАТУРЫ (Б) ПО РАЗЛИЧНЫМ ПЛАСТАМ
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АЦИКЛИЧЕСКИХ РЕЛИКТОВЫХ УВ В НЕФТЯХ ЮЖНО-КОНИТЛОРСКОЙ ПЛОШАЛИ
А - скв. 107, глубина 2912-2919 м, пласт БC16-18; Б - скв. 237, глубина 2778-2804 м, пласт Ю0; В - скв. 107, глубина 3070.5-3076.0 м, пласт Ю2; 1 - н-Me; 2 - i-Me