К оглавлению

УДК 553.98.061.15:546.027(575.12/.13)

Формирование залежей нефти Ферганской впадины по данным изотопного состава углерода нефти

С. Р. РАМАЗАНОВ (ИГИРНИГМ)

Ферганская впадина - изолированный в пространстве осадочный бассейн, в котором происходили процессы захоронения ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления [3]. Диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от неогеновых до пермо-триасовых включительно (Промышленная залежь обнаружена в пермских отложениях площади Бостон, скв. 716 [1].).

Формирование залежей нефти и газа в Ферганской впадине неоднократно рассматривалось с геологогеохимических позиций в работах О.С. Вялова, А.М. Габрильяна, А.М. Акрамходжаева, А.Г. Бабаева, С.Н. Симакова, В.Г. Клейнберга, О.А. Рыжкова, П.К. Азимова, М.С. Сайдалиевой, И.С. Старобинца, А.К. Каримова, В.А. Кудрякова, Ш.Г. Саидходжаева, И.А. Симоненко и др.

Для выяснения условий формирования залежей нефти в этом регионе нами были использованы данные об изотопном составе углерода (ИСУ) нефтей и рассеянного ОВ (РОВ).

Нефти Ферганской впадины в основном легкие, малосернистые, высокопарафинистые, с повышенным содержанием смол и со значительным количеством легких фракций [10, 11]. По групповому углеводородному составу они относятся к метаново-нафтеновому (палеогеновые) и метановому (меловые и юрские) типам. В нефтях ферганских месторождений с глубиной закономерно снижается плотность, уменьшаются вязкость, содержание смол и асфальтенов, увеличивается количество парафина и легких фракций. Нефти юрского и мелового возраста отличаются от палеогеновых. Последние более легкие, малосернистые, малосмолистые, с низким содержанием микроэлементов, асфальтенов и акцизных смол, высоким - метановых УВ, парафинов, с низкой цикличностью и незначительной оптической активностью. Различны по составу и газы меловых и палеогеновых залежей.

Нефти неогеновых залежей отличаются разнообразием свойств как в отдельных месторождениях, так и в пределах одного и того же месторождения. По своей плотности, углеводородному составу, оптической активности и другим показателям они близки к нефтям палеогеновых залежей, что указывает на их генетическое родство. По сравнению с палеогеновыми нефтями в них зафиксировано повышенное отношение смол к асфальтенам, что может быть объяснено потерей асфальтенов при миграции нефти. Газы также имеют близкий состав с палеогеновыми, а пластовые воды характеризуются смещением неогеновых вод с более высокоминерализованными водами палеогенового комплекса.

В пластовых флюидах одновозрастных отложений с погружением пластов к центру впадины закономерно уменьшается плотность нефтей, усиливается их метановый характер, понижается содержание ароматических УВ, смол и серы, возрастают газонасыщенность и концентрация тяжелых УВ в газе, увеличиваются общая минерализация пластовых вод и количество в ней ионов хлора, натрия, кальция, магния и микрокомпонентов.

По данным одних исследователей [3, 7], залежи нефти и газа в толщах юры мела и палеогена связаны с нефтематеринскими породами этих же отложений.

Существует также мнение (В.Б. Порфирьев, В.А. Васильев и др.), согласно которому нефтепроизводящими породами в Ферганской впадине являются юрские и доюрские образования, а нефтяные залежи в палеогене и мелу сформировались за счет вертикальной миграции.

Рядом исследователей было показано, что данные об ИСУ нефтей и ОВ могут быть использованы для выявления в разрезе генетических типов нефтей, а изучение закономерностей распределения ИСУ в нефтяных фракциях и индивидуальных УВ компонентов нефтей, а также знание изотопных эффектов, сопровождающих процессы миграции нефти, позволяют решить вопрос о формировании нефтяных месторождений [2, 4, 5, 8, 9, 12].

В настоящей статье рассматриваются данные об ИСУ нефтей 30 промышленных залежей, которые приурочены к различным зонам нефтегазонакопления Ферганского нефтегазоносного бассейна. Исследованы нефти всех продуктивных горизонтов от пермо-триасовых до неогеновых. Учтены также ранее полученные результаты [5]. Изучен ИСУ битумов (37 образцов). Изотопный анализ углерода производился на масс-спектрометре МИ-1305 с погрешностью ±0,05 ‰.

Нефти разных стратиграфических комплексов различаются по ИСУ (табл. 1).

Снижение величины d¹³С на фоне уменьшения плотности и содержания в них смол, асфальтенов и особенно парафина указывает на образование залежей в неогеновых отложениях за счет перетока из палеогеновых пород, что подтверждает мнение [3, 7] о вторичности залежей в первых.

Сопоставление d¹³С нефтей и ХБА нефтематеринских пород показало их близость. В материнских породах с более легким ИСУ ХБА развиты облегченные по ИСУ нефти и наоборот. Это позволяет считать, что нефти палеогеновых, меловых и юрских залежей образовались благодаря поступлению УВ из соответствующих отложений. Вариации d¹³С ХБА пород обусловлены, вероятно, разным составом ОВ и фациальными особенностями указанных материнских комплексов. Наиболее четкие различия величин d¹³С отмечаются в палеогеновых, меловых и юрских ХБА пород (табл. 2).

Нефти из юрских отложений характеризуются диапазоном вариации d¹³С от -27,0 до -30,7‰. Среди них по содержанию изотопов углерода d¹³С можно выделить несколько районов: северо-восточный (Кызылалма и Майлису-IV) от -28,8 до -30,9‰; юго-восточный (Южный Аламышик и Палванташ) от -27,0 до -30,7‰; юго-западный (Северный Риштан) -28,5‰ (рис. 1).

Для нефтей юрских отложений характерна высокая степень корреляции величин d¹³С с содержанием в них твердых парафинов (табл. 3).

Нефти месторождений Майлису-IV, Казылалма и Палванташ содержат от 15,8 до 21,82 % твердых парафинов, чем, возможно, и объясняется обогащенность их легким изотопом углерода, поскольку высокомолекулярные парафины составляют наиболее изотопически легкую фракцию нефтей [6].

В нефтях меловых отложений значения d¹³С варьируют от -25,4 до -27,4 ‰, чангырташской и пестроцветной свит (Ходжаабад, пласты XII и XIII) величина d¹³С составляет -25,8 ‰, устричной свиты (Северный Риштан, пласты XVI и XVII) -26,9 и -27,4 ‰, ляканской (Ходжаабад, Ходжаосман, Северный Сох, Южный Аламышик, пласт XVIII) и муянской свит (Ходжаабад и Южный Аламышик) соответственно -25,4 и -26,3‰.

Нефти западной части впадины имеют изотопически более легкий углерод (Северный Риштан - 27,4, Северный Сох - 26,3‰) по сравнению с нефтями юго-восточной части впадины (Южный Аламышик, Ходжаабад, Ходжаосман -25,6‰) (рис. 2).

Подобный характер изменения d¹³С можно объяснить процессами миграции УВ. О том, что миграция в данном случае является определяющим фактором, свидетельствует корреляция ИСУ с содержанием в нефти фракции до 200 °С [2]. В юго-восточном направлении уменьшается относительное содержание смол от 9,7 до 2% и асфальтенов от 0,69 до 0,09% (табл. 4).

С увеличением глубин залегания содержание d¹³С в нефтях меловых отложений возрастает (табл. 5).

В то же время по средним значениям ИСУ нефти из верхнемеловых отложений обогащены легким изотопом d¹²С в отличие от нефтей нижнего мела, что свидетельствует об их генетическом различии.

Изменение ИСУ палеогеновых нефтей прослеживается с севера на юг. В месторождениях Андижанской и Сохско-Риштанской групп распространены нефти, в которых величина d¹³С варьирует от -28,1 до -31,0, а для месторождений северо-восточной части бассейна (Избаскент, Восточный Избаскент, Майлису-IV) изменяется от -28,8 до -33,2‰ (рис. 3).

Вверх по восстанию пластов, в направлении от глубокопогруженных центральных зон впадины к ее бортовым частям нефти постепенно обогащаются изотопом d¹³С. Это четко проявляется по профилям Избаскент- Майлису-IV, Гумхана - Западный Палванташ - Палванташ, Северный Сох - Чонгора - Гальча, Рават - Канибадам - Нефтеабад, Бостон - Андижан, Бостон - Южный Аламышик (см. рис. 3).

Наблюдаемые различия объясняются дифференциацией флюидов при миграции УВ. Это подтверждается тесной корреляционной связью между ИСУ нефтей и содержанием фракции до 200 °С [2].

Итак, каждой продуктивной толще соответствует определенная область вариации величины d¹³С нефтей, что свидетельствует об их генетических различиях.

Представляется, что из погруженной центральной части впадины - основного очага нефтегазообразования - УВ мигрируют в наиболее приподнятые бортовые ее участки в виде однофазного газонефтяного раствора. По направлению миграции при удалении от очага генерации по мере падения давления и температуры происходит формирование углеводородных скоплений по схеме ступенчатой миграции. Поскольку миграция нефти сопровождается потерей высокомолекулярных УВ и уменьшением их плотности, в направлении миграции в нефтях возрастает содержание тяжелого изотопа.

В процессе миграции по мере приближения к поверхностным условиям из жидкой нефти, вероятно, улетучиваются легкие фракции, окисляются наиболее реакционноспособные высококипящие ароматические УВ и превращаются в смолистые вещества и другие неуглеводородные компоненты, что также способствует утяжелению ИСУ нефтей.

Приведенные выше данные позволяют сделать следующие выводы.

1. Различный ИСУ нефтей юрских, меловых и палеогеновых отложений Ферганской впадины свидетельствует о том, что продуктивность указанных отложений обусловлена собственными источниками поступления УВ. Характер распределения изотопов углерода в нефтях и ХБА пород подтверждает сингенетичность залежей нефти вмещающим отложениям.

2. Формирование залежей в каждом из указанных стратиграфических комплексов происходило в результате латеральной миграции УВ из наиболее погруженных участков Центрально-Ферганской мегасинклинали.

3. Образование залежей нефти в отложениях неогена осуществлялось в основном за счет перераспределения залежей палеогенового комплекса в результате перетока нефти с пластовыми водами.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азимов П.К., Ахмеджанов М.А., Борисов О. М. Палеотектоническая история и перспективы нефтегазоносности межгорных впадин орогенных областей востока Средней Азии. - Геология нефти и газа, 1979, № 12, с. 35-41.

2. Абдуазизов А.А., Сынгаевский Е.Д., Рамазанов С.Р. Геохимия нефтегазоносных отложений Узбекистана и сопредельных территорий по данным изотопии углерода. Ташкент, Фан, 1980.

3. Акрамходжаев А.М., Сайдалиева М.С. Ферганский нефтегазоносный бассейн. М., Недра, 1971.

4. Алексеев Ф.А., Готтих Р.П., Лебедев В.С. Использование ядерных методов в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.

5. Алексеев Ф.А., Крылова Т.А. Закономерность распределения изотопов углерода в нефтях и некоторые вопросы генезиса нефти и формирования месторождения. - В кн.: Ядерная геология. М., 1974, с. 26-39.

6. Виноградов А.П., Галимов Э.M. Изотопы углерода и проблема происхождения нефти. - Геохимия, 1970, № 3, с. 275-295.

7. Габрильян А.М. Литология, палеогеография и вопросы нефтегазоносности верхнего мела и палеогена Ферганской депрессии. Ташкент, изд-во АН УзССР, 1957.

8. Галимов Э.М. Изотопы углерода в нефтегазовой геологии. М., Недра, 1973.

9. Генетические типы нефтей Пермского Прикамья/Э.М. Галимов, С.А. Винниковский, Н.А. Пьянков, Н.Г. Кузнецова - Геология нефти и газа, 1972, № 1, с. 33-39.

10. Сиражидинов Д. Геохимия углеводородных флюидов мезозойско-кайнозойских отложений Узбекистана. Ташкент, Фан, 1982.

11. Старобинец И.С. Геохимия нефтей и газов Средней Азии. М., Недра, 1966.

12. Стабильные изотопы в геохимии нефти / Н.А. Еременко, Р.Г. Панкина, Т.А. Ботнева и др. М., Недра, 1974.

Поступила 25/X 1982 г.

Таблица 1 ИСУ нефтей Ферганской впадины

Возраст	Пласт, свита	Число проб	d^13 C, %,
			Интервал		Среднее
N	БРС, KKC, I	11	-28,0	-29,3	-28,5
	II-IX	47	-27,7	-33,2	-29,6
К	XVIII-XXII	11	-25,4	-27,4	-25,9
J	XXV-XXIX	6	-27,0	-30,7	-28,8
Р-T1	XXX	1	-27,8		-27,8

Примечание. БРС - бледно-розовая свита, KKC-кирпично-красная свита.

Таблица 2 ИСУ битумоидов в осадочных породах Ферганской впадины

Возраст	Число проб	d^13 С, ‰
		Интервал		Среднее
P	26	-27,8	-30,7	-28,6
K	5	-25,7	-27,1	-26,6
J	6	-26,5	-28,3	-27,2

Таблица 3 Содержание твердых парафинов в нефтяных юрских отложений и характеристика ИСУ

Месторождение, номер скважины	Глубина, м	Содержание парафина, %	d^13С, ‰
Южный Аламышик, 696	1532	5,6	-27,0
Ходжаабад, 688	2479	6,35	-27,9
Казылалма, 3	2858	16,22	-28,4
Северный Риштан, 44	2635	10,2	-28,5
Майлису-IV 57	2275	15,5	-30,2
Палванташ, 273	2611	21,82	-30,7

Таблица 4 ИСУ нефтей и содержание в них смол и асфальтенов

Месторождение, номер скважины	Содержание, %		d^13C, ‰
	асфальтенов	смол
Северный Риштан, 5	0,69	9,7	-27,4
Северный Сох, 67	0,23	-	-26,3
Ходжаосман, 16	0,22	6,0	-25,4
Южный Аламышнк, 378	0,09	2,0	-25,9

Таблица 5 Изменение ИСУ нефтей меловых отложений с глубиной

Месторождение, номер скважины	Глубина, м	d^13C, ‰
Северный Риштан, 5	745	-27,4
Южный Аламышик, 257	1036	-26,2
Северный Сох, 67	1915	-26,3
Ходжаабад, 587	2135	-25,4

Рис. 1. Схематическая карта изолиний ИСУ нефтей Ферганской впадины (юра).

1 - выходы на поверхность отложений палеозоя; 2 - изопахиты палеогеновых, меловых и юрских отложений, м; 3 - нефтяные месторождения; 4-границы зон поднятий; поднятия: I- Сохско-Риштанское, II - Андижанское, III - Майлисуйское; 5 - ИСУ нефти, ‰; 6 - изолинии ИСУ нефтей, ‰; 7 – направление миграции; месторождения: К - Кызылалма, M-IV - Майлису-IV, ЮА - Южный Аламышик, X - Ходжаабад, П - Палванташ, СР-Северный Риштан

Рис. 2. Схематическая карта изолинии ИСУ нефтей в Ферганской впадине (мел).

1-нефтегазовые месторождения; месторождения: ЮА -Южный Аламышик, X - Ходжаабад, Хд - Ходжаосман, СР - Северный Риштан, СС - Северный Сох. Остальные уел. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. Схематическая карта изолинии ИСУ нефтей Ферганской впадины (палеоген).

Месторождения: М-1V - Майлису-IV, ВИ - Восточный Избаскент, И - Избаскент, ЮА - Южный Аламышик, Б - Бостон, А - Андижан, X - Ходжаабад, П - Палванташ, Гм - Гумхана, ЗП - Западный Палванташ, СС - Северный Сох, Г - Гальча, Ч - Чонгора, Р-Рават, К-Канибадам, Н - Нефтеабад. Остальные уел. обозн. см. на рис. 1