К оглавлению

Состав и свойства карпатских нефтей

Е.Ф. ЯЦЕНКО, Г.М. ДОНЦОВА

Физико-химические свойства и состав нефтей Карпатского региона изменяются в довольно широких пределах. Так нефти Центральной синклинальной зоны Карпат из месторождений Чарна и Лопушанка и Скибовой зоны из месторождений Сходница (ямненские песчаники) и Битков, приуроченные соответственно к Оровской и Береговой скибам, отличаются небольшим содержанием парафина (менее 1%) и повышенным содержанием смол (табл. 1). Нефть из месторождения Фолюш (1) также Центральной зоны, но примыкающей к западной части Карпат, и из Оровской скибы в месторождениях Сходница (стрыйская свита) и Стрельбичи содержит до 10% парафина и по составу близка к нефтям Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Нефти этой зоны, к которой приурочены промышленные залежи, парафинистые, высокосмолистые со значительным содержанием легких углеводородов и небольшим количеством асфальтенов и серы.

Нефть Внешней зоны из месторождения Кохановка резко отличается от нефтей Внутренней зоны. Она характеризуется очень высоким содержанием асфальтенов, смол и серы. Содержание воды в нефти достигает 60% [2, 3].

По фракционному составу углеводородов нефть Кохановского месторождения аналогична нефтям Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. В результате определения И.В. Гринбергом изотопного состава нефтей Внешней и Внутренней зон Предкарпатского прогиба установлено их сходство [4].

Нефть месторождения Мелец (Польша) так же, как и кохановская, приурочена к юрским отложениям Внешней зоны Предкарпатского прогиба, но по составу близка к нефтям Внутренней зоны [5].

В составе дистиллятной части нефтей надвиговых и глубинных структур наблюдаются определенные закономерности.

С повышением температуры кипения дистиллятных фракций нефтей надвиговых структур увеличивается содержание циклических углеводородов, а содержание метановых уменьшается. Например, сходницкая нефть из Оровской скибы характеризуется следующими данными, полученными в лаборатории БориславЦНИЛ (табл. 2).

С повышением температуры кипения дистиллятных фракций нефтей глубинных структур увеличивается содержание ароматических углеводородов, а содержание нафтеновых уменьшается, количество метановых почти не изменяется.

Ниже приводятся результаты анализа нефти из бориславского песчаника Бори- славской глубинной складки (табл. 3).

Нефти большинства надвиговых структур и некоторых глубинных структур (Рыпне) содержат пониженное количество бензола и имеют более низкий удельный вес.

Содержание высших ароматических углеводородов в карпатских нефтях по зонам растет в следующем порядке: Внешняя зона - Внутренняя зона - Скибовая зона.

В табл. 4 приведен групповой состав углеводородов нефтей из зон Кросно и Скибовой. Группы углеводородов и их характеристика даны тремя фракциямипо температуре выкипания: 1) от начала кипения до 150°, фракция легких углеводородов; 2) от 150° до 300°, фракция средних углеводородов; 3) от 300° до конца, фракция высших углеводородов или масел. Ввиду термической неустойчивости высших углеводородов, последние перегонке не подвергались. Определение фракционного состава масел карпатских нефтей показывает, что основная масса углеводородов выкипает до 550°. Количество углеводородов, выкипающих выше 550°, обычно не превышает 10% на фракцию масел с учетом твердых парафинов.

Зона Кросно (Центральная синклинальная зона Карпат) в табл. 4 представлена нефтью из менилитовых отложений Лопушанки, Скибовая зона - нефтью ямненских отложений Сходницы. Нефть из отложений ямненских песчаников в Стрельбичах характеризуется иным углеводородным составом. Среди высших ароматических углеводородов в сходницкой нефти преобладают моноциклические, в стрельбичской - бициклические. Парафино-нафтеновые углеводороды масляной фракции сходницкой нефти отличаются меньшим молекулярным весом. Состав легких и средних фракций нефтей этих двух месторождений аналогичен.

Нефть стрийских отложений Сходницы характеризуется более высокомолекулярными углеводородами и высоким содержанием алифатических соединений по сравнению с нефтью ямненских отложений.

Сравнительное изучение группового состава нефтей из Битковской, Долинской и Бориславской складок показывает, что в составе нефтей глубинных структур этого региона наблюдаются также значительные различия (табл. 5). Так, нефти менилитовых отложений Виткова по сравнению с нефтями Долины из этих же отложений характеризуются соединениями большого молекулярного веса с большей степенью цикличности. Углеводороды долинской нефти отличаются большим количеством ароматических структур [6].

Если рассматривать изменение физикохимических свойств нефтей по простиранию складок с юго-востока на северо-запад от Виткова к Долине и Бориславу, наблюдается уменьшение удельного веса, содержания твердого парафина и смолисто-асфальтовых компонентов (см. рисунок). Приведенное изменение состава нефтей по простиранию может быть обусловлено потерей менее подвижных компонентов при миграции, а ранее отмеченный более ароматический характер углеводородов Долины и Борислава - вторичными превращениями нефти в залежах, что подтверждается составом битумной части керогена нефтеносных горизонтов. Углеводороды керогена менилитовых сланцев Долины по сравнению с битковскими также отличаются большим содержанием ароматических структур. Групповой углеводородный состав кохановской нефти характеризуется высоким содержанием высших бициклических ароматических соединений. Ароматические полициклические углеводороды отсутствуют. В парафино-нафтеновой фракции масел (300 к. к.) преобладают нафтеновые структуры, в керосиновой (150 - 300°) - метановые соединения.

Изучение изменения состава нефтей по структуре показывает определенные закономерности.

Содержание твердого парафина, смолисто-асфальтовый компонентов и содержание легких (н. к. 150 ° С) изменяется от крыльев к своду. Наименьшее содержание высокомолекулярных соединений наблюдается на своде складок, к крыльям содержание легких компонентов уменьшается, а высших увеличивается (Долина, Битков, Борислав). Так, в Долине содержание твердого парафина в присводовых скважинах (2, 5, 306) составляет 6%, а к крыльям оно увеличивается до 15% (скв. 20, а количество смол от 7 до 14%.

В составе средних углеводородов (150-300°) к краям залежи наблюдается увеличение содержания ароматических соединений.

При изучении химического состава нефтей по стратиграфическому разрезу не обнаружено никаких закономерностей. Ниже приводятся данные по составу и удельному весу карпатских нефтей по стратиграфическому разрезу (табл. 6).

В месторождениях Долина и Борислав отмечается увеличение содержания парафина, высокомолекулярных углеводородов и смолисто-асфальтовых компонентов с увеличением возраста нефтевмещающих пород, но эта закономерность скорее связана с глубиной залегания.

Выводы

1.     По химическому составу нефти различных тектонических зон Восточной части Карпатского региона принадлежат к одному типу, а наблюдаемые различия связаны с условиями формирования залежей и дальнейшими превращениями в них нефти.

2.     Во Внутренней зоне Предкарпатского прогиба отмечается изменение компонентного и углеводородного состава нефтей с юго-востока на северо-запад от Виткова к Долине и Бориславу.

ЛИТЕРАТУРА

1.  Kisielow W. Nafta, № 5, 105, 1955, № 6, 133, 1955.

2.  Глушко В.В., Скляр В. Т. Геол. нефти и газа, 1959 № 4.

3.  Рудакова Н.Я. и др. Нефт. газ. пром. 1, Киев, 1961.

4.  Гринберг И.В. Изд. АН УССР, 1957.

5.  KisielewW.,Rudkowska. Nafta, № 7, 198, 1961.

6.  Яценко Е.Ф., Черножуков Н.И. Хим. и технол. топлив и масел, № 8, 1, 1960.

УкрНИГРИ

 

Таблица 1 Общая геохимическая характеристика нефтей некоторых тектонических зон Карпатского региона

Тектоническая зона

Месторождение

Возраст вмещающих пород

Глубина, м

Физико-химические свойства

Компонентный состав, %

Твердые парафины, %

Удельный вес

Молекулярный вес

Фракции до 300° С, %

Элементарный состав, %

Углеводороды

Смолы силикагелевые

Асфальтены

С

Н

S

Центральная

Фолюш

Pg2

300

0,835

210

53,5

-

-

0,36

92,50

7,00

0,50

4,45

То же

Чарна

Pg1

500

0,886

227

49,0

-

-

0,31

89,80

7,40

2,80

0,34

»

Лопушанка

Pg3

1400

0,875

206

38,5

86,42

13,11

0,62

87,95

10,58

1,47

0,99

Скибовая

Сходница

Pg1

500

0,843

197

50,02

86,47

12,17

0,40

92,75

7,03

0,22

0,67

То же

То же

Cr2

500

0,856

205

46,5

84,59

13,12

0,20

97,25

2,70

0,05

9,98

»

Стрельбичи

Pg1

300

0,842

229

41,8

83,62

13,20

0,06

91,50

7,22

1,28

6,30

Внутренняя зона Предкарпатского прогиба

Борислав

Pg3

1050

0,852

240

45,0

84,16

13,28

0,14

91,71

7,39

0,90

8,00

Долина

Pg3

2300

0,849

208

53,0

86,60

13,00

0,37

91,09

8,21

0,70

10,00

То же

Битков

Pg3

1900

0,869

291

51,0

86,26

12,55

0,48

87,84

10,39

1,77

13,00

Внешняя зона Предкарпатского прогиба

Мелец

J

900

0,834

207

52,0

86,17

13,56

0,25

93,53

6,04

0,43

7,45

Кохановка

J

1100

1,067

475

40,0

85,04

11,88

7,15

62,83

21,96

15,21

1,96

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2

Фракция, °С

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

60-95

7,44

31,45

61,11

95-122

11,40

40,19

48,41

122-150

13,20

32,15

54,65

150-200

21,61

33,74

39,65

200-250

23,29

44,80

31,91

250-300

25,70

32,11

42,19

 

Таблица 3

Фракция, °С

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

метановых

95-122

15,72

27,44

56,84

122-150

21,25

16,23

62,32

150-200

23,50

20,45

55,92

200-250

22,42

15,60

61,99

250-300

24,58

10,20

65,22

 

Таблица 4 Групповой углеводородный состав карпатских нефтей

Группа углеводородов

Интервал кипения, °С

Содержание, %

Показатель преломления

Удельный вес

Молекулярный вес

Гомологический ряд

 

Лопушанка

Парафино-нафтеновая

75-150

15,96

1,414

0,740

123

-

То же

150-300

13,46

1,448

0,814

176

CnH2n+0.9

»

300-к, к.

23,86

1,462

0,883

406

CnH2n-0.1

Ароматические моноциклические

80-150

1,89

1,492

0,796

113

-

То же

150-300

5,42

1,514

0,914

153

CnH2n-6.2

 

300-к. к.

9,66

1,502

0,929

249

CnH2n-6.0

Ароматические бициклические

150-300

1,19

1,562

0,973

153

CnH2n-11.0

То же

300-к. к.

13,59

1,557

0,960

346

CnH2n-16.5

Ароматические полициклические

150-300

0,55

1,599

-

173

-

То же

300-к. к.

2,23

1,592

1,013

475

CnH2n-19.5

 

Сходница

Парафино-нафтеновая

69-150

21,96

1,413

0,730

117

-

То же

150-300

17,55

1,444

0,782

181

CnH2n-0.3

»

300-к. к.

19,77

1,478

0,857

337

CnH2n-0.1

Ароматические моноциклические

80-150

3,12

1,490

0,824

116

-

То же

150-300

5,85

1,510

0,888

158

CnH2n-5.5

 

300-к, к.

16,86

1,517

0,920

319

CnH2n-8.0

Ароматические бициклические

150-300

0,04

-

-

 

-

 

300-к. к.

0,75

1,572

0,971

325

CnH2n-13.6

Ароматические полициклические

150-300

1,38

1,598

0,997

177

CnH2n-15

То же

300-к. к.

5,31

1,607

1,108

338

CnH2n-21.0

 

Таблица 5 Групповой углеводородный состав нефтей Предкарпатского прогиба

Группа углеводородов

Интервал кипения, °С

Содержание, %

Показатель преломления

Удельный вес

Молекулярный вес

Гомологический ряд

 

Битков

Парафино-нафтеновая

80-150

8,50

1,419

0,749

163

 

То же

150-300

21,27

1,441

0,794

219

CnH2n-0.2

Изопарафино-нафтеновая

300 - к. к.

27,80

1,460

0,834

265

CnH2n-1.0

н-парафины

300 - к. к.

10,03

1,452

0,809

387

 

Ароматические моноциклические

80-150

1,65

1,490

0,798

-

-

То же

150-300

1,26

1,518

0,925

179

CnH2n-5.7

»

300 - к. к.

5,95

1,513

0,918

361

CnH2n-9.2

Ароматические бициклические

150-300

0,83

1,577

0,986

189

CnH2n-12.3

То же

300 - к. к.

10,43

1,572

0,998

333

CnH2n-14.1

 

Долина

Парафино-нафтеновая

50-150

13,85

1,417

0,744

114

-

То же

150-300

19,54

1,444

0,799

189

CnH2n+0.2

Изопарафино-нафтеновая

300 - к. к.

20,15

1,458

0,827

303

CnH2n-0.4

н-парафины

300 - к. к.

12,30

1,451

0,804

327

-

Ароматические моноциклические

80-150

3,56

1,492

0,846

147

-

То же

150-300

2,82

1,517

0,903

185

CnH2n-7.0

»

300 - к. к.

5,59

1,500

0,901

360

CnH2n-6.0

Ароматические бициклические

150-300

1,97

1,567

0,973

156

CnH2n-10.0

То же

300 - к. к.

6,49

1,566

0,986

329

CnH2n-14.9

Ароматические полициклические

150-300

0,60

1,595

0,799

197

CnH2n-17.0

То же

300 - к. к.

5,52

1,608

1,037

280

CnH2n-16.7

 

Борислав

Парафино-нафтеновая

75-150

12,86

1,413

0,747

129

-

То же

150-300

14,62

1,448

0,784

180

CnH2n+1.2

Изопарафино-нафтеновая

300 - к. к.

16,89

1,473

0,857

413

CnH2n+0.4

н-парафины

300 - к. к.

4,74

-

-

-

-

Ароматические моноциклические

80-150

3,81

1,489

0,850

-

-

То же

150-300

3,07

1,503

0,903

167

CnH2n-6.5

»

300 - к. к.

12,33

1,518

0,915

380

CnH2n-7.2

Ароматические бициклические

150-300

4,01

1,570

0,986

154

CnH2n-10.1

То же

300 - к. к.

7,80

1,573

0,956

387

CnH2n-14.4

Ароматические полициклические

150-300

0,51

1,607

-

195

-

То же

300 - к. к.

4,50

1,611

1,034

375

CnH2n-21.2

 

Кохановка

Парафино-нафтеновые

86-150

11,22

1,404

0,724

95

-

То же

150-300

10,89

1,439

0,791

194

CnH2n+1.2

Изопарафино-нафтеновые

300 - к. к

6,51

1,474

0,870

381

CnH2n-1.9

н-парафины

300 - к. к

1,71

-

-

-

 

Ароматические моноциклические

80-150

0,78

1,493

0,859

-

-

То же

150-300

1,97

1,506

0,901

167

CnH2n-6.2

»

300 - к. к

5,76

1,518

0,921

366

CnH2n-7.5

Ароматические бициклические

150-300

1,35

1,570

0,984

175

CnH2n-9.9

То же

300 - к. к

20,45

1,564

0,998

440

CnH2n-15.5

 

Таблица 6

Месторождение

Удельный вес

Содержание углеводородов, %

парафина

смол (сернокислотных)

легких (н. к. -150° С)

 

Воротыщенские отложения

Борислав

0,8543

7,2

18,0

7,0

Долина

0,7688

0,2

7,0

45,0

Битков

0,8570

9,2

20,0

20,0

 

Менилитовые отложения

Борислав

0,8500

8,0

16,6

15,6

Долина

0,8380

10,0

16,0

27,5

Битков

0,8600

13,0

26,0

14,0

 

Эоценовые отложения

Борислав

0,8526

12,0

18,0

20,0

Долина

0,8433

11,5

25,0

18,0

Битков

0,7656

1,2

2,0

54,0

 

Стрыйские отложения

Борислав

0,8700

1,0

26,0

10,0

Битков

0,7622

 

2,0

58,0

 

Рисунок Хроматограммы углеводородов карпатских нефтей.

1 - Лопушанка, 2 - Сходница (Imn); 3 - Сходница (Str); 4 - Стрельбичи; 5 - Кохановка; 6 - Долина; 7 - Борислав; 8 - Битков.