К оглавлению
О геохимической характеристике
нефтей месторождений Прикумской зоны Предкавказья
С.Г. Неручев
Крупные залежи нефти в Прикумской зоне открыты в
среднеюрских отложениях и в нижней части отложений нижнего мела (XIII, IX, VIII
и VI пласты). Промышленные притоки нефти получены из V, IV и I пластов нижнего
мела и известняковой толщи верхнего мела. На Прасковейской структуре доказана нефтеносность
палеоцена, черкесской и кумской свит. Нефтеносность хадумских отложений
установлена на целом ряде поднятий.
Нижний комплекс нефтеносных пластов (средняя юра - VI
пласт нижнего мела) залегает в Прикумской зоне непосредственно над поверхностью
фундамента в интервале глубин около 3500-3000 м, а верхний (верхний мел -
хадум) - значительно выше, в интервале глубин 2600- 2200 м.
Но физико-химической характеристике нефтей Прикумской
зоны в ГрозНИИ накопилось много аналитического материала, результаты обобщения
которого приведены в таблице и на рис. 1. Геотермическая характеристика разреза приведена по
данным К. И. Воробьевой [2].
На рис. 1 видно, что верхний нефтеносный комплекс
отложений характеризуется пластовой температурой 110-120°, а нижний-температурой
125-145°. Учитывая данные Н.Б. Вассоевича [1], можно заключить, что все
нефтеносные горизонты описываемого района залегают в зоне развития катагенных
процессов преобразования нефтей. Гипергенные процессы изменения нефтей
(биогенное их окисление) в рассматриваемых нефтеносных горизонтах, по-видимому,
не проявляются, поскольку активная жизнедеятельность бактерий возможна
значительно выше по разрезу, где температура снижается до 80-75°.
Групповой углеводородный состав нефтей закономерно
изменяется по разрезу (см. рис. 1). Содержание ароматических углеводородов в
нефтях вниз по разрезу постепенно уменьшается от 17% в нефти хадумского
горизонта до 10% в нефти среднеюрских отложений. Содержание нафтеновых углеводородов
в верхнем нефтеносном комплексе почти постоянно, лишь несколько увеличивается
вниз по разрезу от 36% в хадумской нефти до 38-39% в верхнемеловой нефти.
Глубже содержание нафтеновых углеводородов значительно уменьшается и составляет
в нефти VI пласта нижнего мела 25%, а в нефти среднеюрских отложений - около
20%. Содержание метановых углеводородов с глубиной постепенно возрастает от 46%
в хадумской нефти до 68-70% в нефти среднеюрских отложений.
Таким образом, на примере Прикумского нефтеносного района
полностью подтверждается закономерность изменения углеводородного состава
нефтей вниз по разрезу осадочной толщи, заключающаяся в их прогрессирующей
метанизации, что впервые было достаточно четко отмечено А.Ф. Добрянским [3].
Данные по содержанию в нефтях твердых парафиновых
углеводородов (см. рис. 1) также подтверждают это. Содержание твердых
парафиновых углеводородов вниз по разрезу возрастает в среднем от 14,7% в нефти
хадумского горизонта до 27,7% в нефти среднеюрских отложений. Закономерность
несколько осложняется относительным уменьшением содержания твердых парафиновых
углеводородов в нефтях эоцена. Однако возможно, что это объясняется просто
недостаточным количеством аналитических данных по нефтям эоцена.
Нефти хадума, кумской и черкесской свит и верхнего
мела по углеводородному составу близки. Для них характерно содержание
ароматических углеводородов от 16-18% до 14-12%, нафтеновых от 36-37% до 40% и
метановых от 45-46% до 48-49%.
Групповой углеводородный состав нефтей различных
горизонтов нижнего нефтеносного комплекса отложений также отличается
незначительно, ароматических углеводородов в среднем содержится 10-13%,
нафтеновых 20-28% и метановых 58-68%.
В целом нефти нижнего и верхнего нефтеносных
комплексов различаются весьма существенно по содержанию как нафтеновых, так и
метановых углеводородов, что позволяет безошибочно различать нефти этих
комплексов.
Нефть верхнемеловых отложений по групповому
углеводородному составу весьма близка к нефтям эоцена и хадума, но резко
отличается от нефтей XIII-VI пластов нижнего мела. На это нужно обратить
внимание, так как многие исследователи считают, что залежи нефти в
верхнемеловых известняках образовались за счет ее миграции из отложений нижнего
мела. По удельному весу нефть I пласта нижнего мела сходна с верхнемеловой,
возможно, что они сходны и по углеводородному составу.
К интересным выводам приводит рассмотрение данных по
удельному весу нефтей (см. таблицу).
В Прикумском районе удельный вес нефтей в целом вниз
по разрезу уменьшается. Однако при более внимательном рассмотрении данных
таблицы, картина оказывается значительно сложнее.
Нефти нижнего и верхнего нефтеносных комплексов (см.
рис. 1) существенно отличаются друг от друга по удельному весу. Для нефтей
верхнего комплекса характерен удельный вес 0,837-0,864, а для нижнего - 0,819-0,829.
В нижнем нефтеносном комплексе отложений вверх по
разрезу наблюдается постепенное уменьшение удельного веса нефтей от 0,829 в
среднеюрских отложениях до 0,819 в VI пласте нижнего мела. В верхнем
нефтеносном комплексе, характеризующимся более тяжелыми нефтями, проявляется та
же закономерность: удельный вес нефтей вверх по разрезу уменьшается от 0,864-0,860
в I пласте нижнего мела и верхнем мелу до 0,837 в хадумских отложениях.
Таким образом, по удельному весу нефтей выделяется два
нефтеносных комплекса, причем в каждом из них четко проявляется закономерность
уменьшения удельного веса нефтей вверх по разрезу.
Для выявления причины этой закономерности нами изучены
данные о фракционном составе нефтей. Оказалось, что в нефтях нижнего и верхнего
комплексов содержание фракции, выкипающей при температуре от 150° до 300°,
остается примерно одинаковым и составляет для нижнего комплекса 22-27%, а для
верхнего 20-27%.
Совсем иное распределение в нефтях легкой фракции,
выкипающей при температуре до 150°. В нижнем нефтеносном комплексе вверх по
разрезу (см. рис. 1) содержание легких фракций в нефтях постепенно возрастает
от 11% в среднеюрских отложениях до 17% в VI пласте нижнего мела.
В верхнем нефтеносном комплексе содержание легких
фракций в нефтях возрастает вверх по разрезу от 14,7% в верхнемеловых до 23,3%
в хадумских отложениях.
Таким образом, удельный вес нефтей вверх по разрезам
нижнего и верхнего нефтеносных комплексов уменьшается за счет обогащения нефтей
легкими фракциями.
Данные по содержанию серы в нефтях также интересны.
Нефти нижнего комплекса значительно менее сернистые, чем нефти верхнего
комплекса.
Содержание серы в нефтях вниз по разрезу осадочной
толщи уменьшается, что считается Н.Б. Вассоевичем [1] вполне закономерным
результатом проявления катагенных процессов.
Отличаются нефти нижнего и верхнего нефтеносных
комплексов и по содержанию силикагелевых смол. Для верхнего нефтеносного
комплекса характерно содержание силикагелевых смол от 4,6 до 9%, а для нижнего -
от 2,5 до 3,4%.
Уменьшение содержания смолистово-асфальтовых
компонентов в нефтях вниз по разрезу осадочной толщи также является
закономерным результатом проявления процессов катагенного изменения нефтей [1].
Проведенные исследования, таким образом, подтверждают
полностью почти все выводы Н.Б. Вассоевича [1] о направленности процессов
превращения нефтей в зоне катагенеза вниз по разрезу нефтеносных отложений.
То, что некоторые свойства нефтей изменяются не непрерывно
по всей осадочной толще, а циклично и закономерно (с одинаковой
направленностью) только в пределах нижнего и верхнего нефтеносных комплексов,
дает нам основание считать эти комплексы совершенно самостоятельными, о чем
свидетельствует и существенное отличие нефтей нижнего и верхнего нефтеносных
комплексов друг от друга по групповому углеводородному составу, удельному весу,
содержанию серы и силикагелевых смол. В то же время нефти разных горизонтов в
пределах этих комплексов по составу и свойствам весьма близки между собой.
Уменьшение удельного веса нефтей вверх по разрезам
нижнего и верхнего нефтеносных комплексов можно объяснить вертикальной
миграцией наиболее легких фракций нефти из нижних горизонтов в верхние. Однако
миграция происходила, как видно из имеющихся материалов, не по всему разрезу
осадочной толщи, а только в пределах этих двух отдельных нефтеносных
комплексов, между которыми залегает 500-метровая толща осадков, где нефтеносные
горизонты отсутствуют.
Перераспределение нефтей внутри нижнего нефтеносного
комплекса отложений свидетельствует о том, что для среднеюрских нефтеносных
горизонтов нефтепроизводящими следует считать только среднеюрские осадки, а для
верхних нефтеносных горизонтов - уже всю толщу подстилающих их нижнемеловых и
среднеюрских отложений. Аналогичное заключение, по-видимому, можно сделать и о
нефтях верхнего нефтеносного комплекса отложений.
Рассмотренные закономерности изменения состава и
свойств нефтей по разрезу осадочной толщи Прикумского нефтеносного района
выявлены в результате анализа осредненных показателей, полученных при обработке
имеющихся многочисленных единичных данных исследований по разным горизонтам. В
пределах каждого нефтеносного горизонта некоторые характеристики нефтей весьма
различны
Проведенный анализ имеющихся материалов позволил
установить, что состав и свойства нефтей изменяются закономерно в пределах
отдельных залежей нефти.
Наиболее полно аналитическим материалом
охарактеризована нефтяная залежь XIII пласта нижнего мела месторождения
Озек-Суат. В центральной сводовой части залежи удельный вес является
минимальным (0,816-0,819).
По направлению к приконтурной части залежи удельный
вес нефти постепенно возрастает до 0,829-0,836. В том же направлении
уменьшается содержание в нефти легких фракций-от 15% у свода до 10-8% в
приконтурной части залежи. От свода к приконтурной части залежи увеличивается
содержание в нефти суммы силикагелевых смол и асфальтенов - от 2% до 4-5%.
Удельный вес нефти от свода к приконтурной части
залежи увеличивается как за счет обеднения нефти легкими фракциями, так и за
счет обогащения ее смолистыми компонентами. Такой характер изменения свойств
нефти в пределах нефтяной залежи XIII пласта месторождения Озек-Суат возник,
по-видимому, в результате гравитационного перераспределения. Объяснить
повышенное содержание смолистых компонентов в приконтурной части залежи
проявлением процессов окисления нефти анаэробными микроорганизмами невозможно,
так как пластовая температура здесь около 140°.
Описанные закономерности изменения состава и свойств
нефти в пределах рассматриваемой залежи выявлены по данным анализа
дегазированной нефти с определением ее удельного веса при нормальном
атмосферном давлении и температуре 20°. Весьма интересно поэтому проследить,
как изменяются свойства нефти в пределах залежи в пластовых условиях, в
условиях насыщения нефти растворенным газом при температуре около 140° и
давлении около 340 ат.
Изменение удельного веса нефти в пластовых условиях
для залежи XIII пласта месторождения Озек-Суат показано на рис. 2. Хорошо видно, что в пластовых условиях
удельный вес нефти также постепенно возрастает от сводовой части залежи к ее
приконтурной зоне от 0,64 до 0,70.
По несколько меньшему количеству данных аналогичную
закономерность изменения удельного веса нефти удалось установить также и для
залежей нефти IX пласта месторождения Озек-Суат, IX пласта месторождения
Величаевского, IX и VIII пластов месторождения Зимняя Ставка. По отдельным
анализам нефти можно судить о том, что аналогичная закономерность характерна
также и для залежей нефти в III и IV пластах средней юры месторождения
Озек-Суат.
Таким образом, проведенная работа показала, что состав
и свойства нефтей в Прикумском нефтеносном районе закономерно изменяются как по
разрезу осадочной толщи, так и в пределах отдельных залежей. Установленные
геохимические закономерности изменения состава и свойств нефтей дают
возможность судить о масштабе вертикальной миграции нефти и о некоторых
условиях формирования ее залежей. Вместе с тем выявленные закономерности
интересны и в чисто практическом отношении, поскольку по составу и свойствам
нефти можно судить о том, из какого горизонта она получена, если по техническим
условиям опробования скважины этот вопрос решить затруднительно.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных
отложениях. Сб. «Вопросы образования нефти». Тр. ВНИГРИ, вып. 128,
Гостоптехиздат, 1958.
2. Воробьева К.И. О геотермических особенностях нефтяного месторождения Озек-Суат и других
районов. Терско-Кумской равнины. «Геология нефти и газа», 1960, № 6.
3. Добрянский А.Ф. Геохимия; нефти. Гостоптехиздат,
1948.
Ставропольский фил. ГрозНИИ
