К оглавлению

УДК 550.84

Генетические соотношения и трансформация циклических УВ битумов и нефтей отложений вала Сорокина

Е.С. ЛАРСКАЯ, Э.В. ХРАМОВА, О.П. ЗАГУЛОВА (ВНИГНИ)

Нафтеновые и ареновые УВ являются значительной по массе составной частью нефтей, тяжелых конденсатов и битумных веществ. Многие исследователи полагают, что некоторые особенности их состава и строения несут генетическую информацию. При сопоставлении это позволяет устанавливать источники нефти и конденсата в залежах рассматриваемых комплексов [2, 5].

За последние годы накоплена информация о существенных изменениях нафтенов, аренов нефтей и битумоидов под влиянием катагенеза, гипергенеза, миграции, рассеивания из залежей и т. д. [1, 4]. Без учета характера и размеров этих трансформаций выявление источников нефтей и конденсатов может давать существенную неточность, а в ряде случаев и неопределенность.

В качестве объектов для выявления сходства и различия в составе аренов и нафтенов одновозрастных нефтей, син- и эпибитумов коллекторских (в том числе нефтеносных) и экранирующих пород, а также характера катагенетических, гипергенных и миграционных трансформаций этих УВ выбраны нефти и битумы мощного (свыше 4 км) гетерогенного разреза палеозойских и триасовых отложений вала Сорокина (северо-восточная часть Тимано-Печорской НГП). В девонских, каменноугольных и нижнепермских нефтегазоматеринских породах (НГМП) преобладает сапропелевое ОВ. В составе ОВ верхнепермских и триасовых НГМП преобладают гумусовые компоненты.

Залежи нефти присутствуют в нижнедевонских терригенных, верхнедевонско-турнейских, среднекаменноугольных нижнепермских карбонатных, верхнепермских и триасовых терригенных коллекторах (глубина от 0,8-4,2 км).

Огромный стратиграфический и батиметрический диапазон нефтегазоносности и разнородность коллекторов явились причиной выбора именно этого объекта для выявления генетических соотношений и характера трансформации УВ нефтей и битумов. Материалом для исследования послужили метанонафтеновая (МНФ) и ароматическая (АФ) фракции битумов, ХБА и нефтей продуктивных и непродуктивных пород нижней перми и триаса Варандейского и Торавейского месторождений.

Исследование проводилось на масс-спектрометре MX-1303 при энергии ионизации 70 эВ, а расшифровка масс-спектров по методике [3]. Исследованные фракции выделялись методом адсорбционной хроматографии.

Наиболее легкие нефти характерны для ордовикско-силурийских, девонских и каменноугольных отложений [1]. Они имеют плотность 0,84-0,86 г/см3, залегают на глубинах 2287-4294 м. Доля МНФ в нефтях составляет 57-65 %, АФ 16-19 %. В составе МНФ преобладают парафиновые УВ (55-62 %). Для нафтеновых УВ в нефтях силурийских и каменноугольных отложений характерно почти одинаковое количество моно- и бициклических структур при небольшом преобладании последних, в нижнедевонских - моноциклических. Содержание гексациклических нафтеновых УВ в МНФ достигает 1 -1,5%. (рис. 1, А).

В ХБА, взятых в пределах залежей, МНФ составляет 65 %, а количество парафиновых УВ в них, так же как и в нефтях 57-68 %. Распределение насыщенных УВ по степени цикличности имеет полностью «нефтяной» характер (см. рис. 1, А).

В синбитумах при <5 % терригенных ордовикско-силурийских и силурийско-нижнедевонских НГМП количество МНФ довольно высокое (30-40 %), хотя существенно ниже, чем в нефтях. Доля АФ составляет 9-11 %, а асфальтенов очень немного (2,7-4 %). В составе МНФ парафиновых УВ не менее половины. Среди нафтеновых структур, так же как и в нефтях, основную роль играют моно- и бициклические с незначительным преобладанием последних (см. рис. 1 А).

Для синбитумов карбонатных пород характерно более низкое, чем в таковых терригенных, содержание МНФ (23-28 %) и более, высокое АФ с одновременным возрастанием асфальтенов. Доля парафиновых УВ в МНФ синбитумов карбонатных пород несколько меньше (44-52%), чем в таковых терригенных. Среди нафтеновых роль би- и трициклических структур выше.

В ореоле влияния нефтяных залежей породы содержат значительную миграционную примесь (=10-40 % УВ, диссипирующих из залежи). Эти битумы названы нами смешанными. В битумах терригенных пород над залежью месторождения Варандей доля МНФ в ХБА существенно больше (до 55 %), чем в синбитумах. Вместе с тем в смешанных битумах существенно меньше, чем в синбитумах роль ароматической и асфальтеновой фракций.

В смешанных битумах карбонатных пород содержание МНФ составляет 32-40 %, доля парафинов в МНФ примерно в 1,5 раза ниже, чем в таковых терригенных породах и лишь немногим больше, чем в синбитумах.

Среди нафтенов смешанных битумов терригенных пород преобладают моноциклические структуры, а карбонатных - бициклические. Характер распределения нафтенов по степени цикличности делает состав смешанных и эпибитумов сходным с составом аналогичных фракций одновозрастных нефтей (см. рис. 1, I А).

В АФ сингенетичных и смешанных битумов и нефтей преобладают алкилбензолы, содержание остальных ароматических УВ уменьшается по мере роста числа нафтеновых колец конденсированных с ароматическими. Характерной особенностью АФ нефтей и битумов девона является незначительная роль сероароматических структур, в основном, типа нафтобензтиофенов (см. рис 1, I Б).

Таким образом, нефти, смешанные и синбитумы, несмотря на некоторую (уменьшающуюся по мере возрастания доли миграционной примеси) разницу в компонентном составе и в содержании парафиновых УВ, имеют очень сходный состав нафтенов и аренов. Наибольшее сходство характерно для нефтей и битумов терригенных пород. Миграционные битумы и УВ, поступающие в карбонатные коллекторы, видимо, подвергаются трансформации в сторону «утяжеления» (повышения доли серы и сероароматических соединений, асфальтенов, доли более высокоциклических аренов и нафтенов).

Нижнекаменноугольные отложения вала Сорокина представлены терригенными породами, обогащенными OB (1-3,8%), и карбонатными разностями турнейского и визейского ярусов (соответственно менее 0,3%). Степень катагенеза ОВ в них МК1- МК2.

Нефти карбонатных нижнекаменноугольных отложений вала Сорокина изучены из месторождений Лабоганского и Наульского. Общий характер распределения УВ в МНФ этих нефтей близок к таковому в девонских, но они обладают несколько большей цикличностью и повышенным содержанием трициклических структур (см. рис. 1, II А). Большая цикличность обусловлена либо возрастающей ролью гумусовых компонентов в составе генерирующего ОВ, либо несколько меньшим, чем в девонских и каменноугольных отложениях, уровнем катагенеза.

Смешанные битумы (=10...35 %) изучались в карбонатных породах, содержащих микроскопления миграционных флюидов и лежащих вне прямого влияния залежей. Насыщение МНФ в них 18-30 %, доля парафиновых УВ в МНФ около 50 %, а в образцах из Лабоганского месторождения всего 30 %. Среди нафтеновых УВ максимальную роль играют бициклические структуры, число пента- и гексациклических, так же как и в нефтях мало (см. рис. 1, II А). Для АФ характерно наличие 18-25 % алкилбензолов и почти одинаковое содержание моно- и динафтенобензолов. Синбитумы из терригенных каменноугольных пород (=1,9...3,4 %) содержат всего 13-23 % МНФ и 7-14 % АФ. Парафиновые УВ в МНФ составляют не более 43 %. Бициклические нафтены преобладают среди остальных групп УВ (см. рис. 1, II А). Синбитумы карбонатных пород насчитывают еще меньше МНФ (11 -16 %), в составе которых доля парафинов достигает 33-36 %. Значительно количество трициклических нафтеновых УВ.

В АФ синбитумов основную роль играют алкилбензолы, в ней существенно выше, чем в аналогичных битумах более древних НГМП, содержание нафталинов и фенантренов. В ее составе обнаружены также небольшие количества пиреновых, хризеновых ароматических УВ. В отличие от битумов терригенных пород в АФ битумов карбонатных больше нафтеноароматических структур и сероароматических соединений типа бензтиофеновых (см. рис. 1, II Б),

Нефти карбонатных нижнепермских отложений (площади Варандейская, Торавейская, Южно-Торавейская) характеризуются значительно большей плотностью (0,9 г/см3), чем нефти девонских и каменноугольных залежей. Доля МНФ варьирует в пределах 46-51 %, АФ достигает 23,5- 27 %, число асфальтенов возрастает до 5,6-7 %. Парафиновых УВ в МНФ этих нефтей меньше по сравнению с более глубокозалегающими нефтями. В составе нафтеновых УВ максимальную роль играют бициклические, хотя содержание трициклических также большое. Повышены концентрации и более высокоциклических структур (рис. 1 А).

В составе АФ снижается количество алкилбензолов, увеличиваются нафтено-ароматические структуры, что сравнимо с количеством голоядерных алкилбензолов (см. рис. 2, I Б). В отличие от нефтей нижне-среднепалеозойских комплексов в нижнепермских нефтях большее количество тиофеновых соединений.

В составе эпибитумов продуктивных пластов (=64...99 %) содержание МНФ составляет 34-49 %, (т. е. немного выше, чем в нефтях), в ней преобладают нафтеновые УВ.

Таким образом в нефтях и эпибитумах нижнепермских отложений преобладают нафтеновые УВ повышенной цикличности.

В смешанных битумах низкопористых карбонатных пород внутри залежи тяжелой нефти содержание МНФ так же как и в нефтях и эпибитумах невелико (34-41 %), а парафинов в ней мало. В составе нафтеновых УВ максимальную роль играют бициклические структуры (см. рис. 2, I А). Среди ароматических УВ смешанных и эпибитумов количество алкилбензолов невелико, а содержание структур со степенью водородной ненасыщенности р= -8 и -10 почти одинаково. Повышено и содержание сероароматических структур (см. рис. 2 1 Б).

В синбитумах карбонатных нижнепермских пород содержание МНФ колеблется в пределах 14-24 %, парафинов в ней 34-44 %. В составе нефтеновых УВ преобладают бициклические структуры, содержаниеостальных падает с ростом числа нафтеновых колец.

В составе АФ синбитумов преобладают алкилбензолы. Доля структур со степенью водородной ненасыщенности (р= -8, -10) почти одинакова, содержание тиофеновых соединений повышено.

В МНФ ХБА глинистых и алевролитовых пород покрышки и подложки (30- 50 м по разрезу от кровли и подошвы нижнепермской залежи Варандейского, Торавейского и Южно-Торавейского месторождений) доля парафиновых УВ составляет 35-45 %, максимальные значения характерны для битумов из полупроницаемых пород. В составе МНФ среди нафтенов преобладают, в отличие от нефтей и эпибитумов моно- и бициклические структуры, а в АФ - бензольные УВ. Доля мононафтено- и динафтенобензолов почти одинакова.

Для битумов девонских и каменноугольных отложений выше отмечалось увеличение количества парафиновых УВ от 35 до 45 % от синбитумов к смешанным и эпибитумам. В битумах нижнепермских отложений картина иная: от синбитумов к смешанным и от эпибитумов к извлекаемым нефтям происходит некоторое возрастание роли смолисто-асфальтеновых компонентов, а в составе аренов и нафтенов - доли более высокоциклических структур. Это явление скорее всего связано с воздействием криптогипергенных факторов, наиболее сильно проявляющихся в проницаемых породах. Более «легкий» состав ХБА и меньшая цикличность УВ в терригенных породах ореолов рассеивания над залежами указывают на исходно более «легкий» состав нефтей нижнепермского комплекса вала Сорокина и подтверждают высказанное выше предположение об их гипергенном изменении.

Сопоставление параметров состава циклических УВ синбитумов нижнепермских и более глубоких отложений позволяет сделать вывод о том, что основным нефтегенерирующим компонентом в нижнепермских НГМП было сапропелевое ОВ. Однако несколько повышенная роль тетра-, пента- и гексациклических нафтенов в МНФ, нафтено-ароматических структур и более высокоциклических голоядерных ароматических УВ говорит о вмешательстве в процесс нефтегазообразования гумусовых компонентов. Вполне возможно, что это и создало благоприятную базу для сильных трансформаций, вызванных последующим влиянием гипергенных факторов.

Нефти триасовых отложений вала Сорокина, залегающие на глубине 1350-976 м имеют плотность около 0,98 г/см3 и содержат от 35 до 42 % смолисто-асфальтеновых компонентов. Количество МНФ в них по сравнению с девонскими и каменноугольными нефтями уменьшается почти вдвое (24-34 %), насыщение АФ достигает 24-34 %. В МНФ резко понижена доля парафиновых и моноциклических нафтеновых УВ, в максимальном количестве обнаружены трициклические нафтены, а количество гексациклических достигает 3 % (см. рис 2, II А).

В песчано-алевритовых продуктивных коллекторских прослоях зафиксирована прямая связь между концентрацией ХБА и величиной  и количеством парафинов в составе МНФ. Содержание парафиновых УВ в МНФ этих пород (месторождение Торавей, скв. 31,=60...95 %), варьирует от 7 до 10 %. Доля МНФ, как и в нефтях составляет всего 26-30 %. Среди нафтеновых УВ, как и в нефтях, преобладают трициклические структуры; характерно также повышенное количество пента- и гекса-циклических УВ (см. рис 2, II А).

В АФ эпибитумов, как и нефтей, понижено содержание алкилбензолов – 15…19%. Концентрация динафтенобензолов превышает количество мононафтенобензолов. Повышена, как и в нефтях, доля сероароматических соединений (17…20%) (см. рис. 2, II Б). Особенности состава нефтей и эпибитумов продуктивных пластов указывают на сильную гипергенную трансформацию концентрированных нефтяных флюидов (рис. 3).

В полупроницаемых пластах со слабо концентрированным битумом (ХБА менее 0,5 % =15...30 %) в составе МНФ доля парафиновых УВ возрастает до 25-31 % на глубинах до 960 м и до 45 % - 1000- 1300 м. Среди нафтеновых максимум перемещается в сторону бициклических нафтеновых УВ (см. рис. 2, II А).

НГМТ триасового терригенного комплекса представлены глинами и алевролитами, содержащими от 0,5 до 2 % преимущественно гумусового ОВ, степень катагенетической преобразованности которого на глубине 0,7-1,6 км не превышает MK1.

Для синбитумов (=2...4 %) НГМП с содержанием Сорг менее 1 %, доля МНФ достигает 40 %, парафиновых УВ в ней 40-45 %. Среди нафтеновых УВ максимум падает на бициклические структуры при повышенном насыщении более высокоциклических структур (см. рис. 2, II А). Для синбитумов НГМП с повышенным содержанием Сорг (1,5-1,85 %) характерна максимальная роль трициклических структур. АФ отличается пониженным числом алкилбензолов (19-24 %) и максимальным влиянием фенантреновых УВ. В небольшом количестве найдены также более высокоциклические УВ типа пиреновых, хризеновых, повышено содержание тиофеновых соединений, главным образом, бензтиофеновых (см. рис. 2, II Б). Перечисленные признаки характерны для битумов, генерированных гумусовым типом ОВ.

В глинистых породах покрышек в ореоле влияния залежей тяжелой нефти (месторождения Торавейское и Южно-Торавейское) при =5...31 % фиксируются следы довольно активного внедрения в них рассеивающихся из залежи УВ, особенно метанонафтеновых, доля которых в ХБА возрастает по сравнению с сибитумами НГМП и достигает 40 %, соответственно снижается доля ароматических УВ до 4- 6 %, асфальтенов до 10 %.

Таким образом, нефти и битумы в триасовых отложениях обладают сходством, указывающим, во-первых, на их образование за счет гумусового ОВ (возможно триасовых и верхнепермских НГМП) (рис. 4), во-вторых, на большое трансформирующее влияние гипергенных факторов, особенно сильно проявляющееся в проницаемых породах и поэтому задевающих в основном промышленные скопления нефтяных флюидов.

Выводы

1.    Нефти и битумы нижнепалеозойских, девонских и каменноугольных отложений образованы за счет трансформации сапропелевого ОВ, в нефтях и битумах нижнепермских и, еще в большей степени, триасовых отложений проявляется влияние гумусового ОВ.

2.    Влияние типа генерирующего ОВ на состав УВ нефтей в значительной мере затушевано процессами катагенеза и гипергенеза. В первом случае оно выражается в том, что от нижнепермских нефтей к нижнепалеозойским закономерно и постепенно возрастает содержание парафиновых УВ (35 до 58 %) и моноциклических нафтеновых УВ, а в АФ возрастает доля алкилбензолов.

Влияние гипергенных факторов проявляется в резком отклонении от указанной закономерности свойств нефтей (триасовых и верхне- и нижнепермских), в низком содержании парафинов в МНФ, алкилбензолов в АФ, большом количестве би- и более циклических нафтеновых УВ, нафтено-ароматических и тиофеновых структур.

3. Сингенетичные и смешанные битумы карбонатных пород, как правило, содержат меньше метанонафтеновых УВ и больше ароматических, чем соответствующие типы битумов терригенных пород.

Доля парафиновых УВ в МНФ в 1,5 раза ниже, чем в МНФ соответствующих битумов терригенных пород; выше цикличность нафтенов; в составе АФ больше сернистых соединений и фенантренов и немного меньше алкилбензолов.

4.    УВ смешанных битумов пород зоны ореолов рассеивания нефтяных залежей в нижнепалеозойских - каменноугольных отложениях несколько более цикличные, чем УВ соответствующих нефтей. В нижнепермских - триасовых комплексах УВ, наоборот менее циклические. Это, видимо, связано с тем, что в обоих случаях из залежи в породы ореола поступали наиболее подвижные, сравнительно менее циклические УВ.

5.    Установленные связи дают возможность использовать сопоставление особенностей УВ-состава битумов ореольной зоны и нефтей для выявления степени сохранности залежи и ведущего фактора их разрушения (если таковые имеются).

Учитывая, что УВ-состав нефтей и битумов, извлеченных из нефтесодержащих пород, имеет сходство, можно по их составу в процессе бурения прогнозировать УВ-состав нефтей.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  Анищенко Л.А., Удот В.Ф. Типы нефтей Тимано-Печорской провинции и факторы, обусловливающие их разнообразие (по данным ИК-спектроскопии). // Труды ин-та геологии Коми филиала АН СССР / Сыктывкар.- 1981.- Вып. 35.- С. 66-77.

2.  Петров Ал.А. Состав биомаркеров и геохимические показатели процессов нефтеобразования // Геология нефти и газа.- 1985.- № 10.- С. 29-33.

3.  Полякова А.А. Молекулярный масс-спектральный анализ нефтей. М.: Недра.- 1973.

4.  Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. Пер. с анг. М.: Мир.- 1981.

5.  Seifert W.К. Moldowan I.W. Application of Steranes, Terpanes and Monoaromatics to the Naturation, Migration and Source of Grude Oils // Geochim et Cosmochim. Acta.- 1978.- v. 42. P. 75-95.

 

Рис. 1. Групповой состав МНФ (А) и АФ (Б) битумов и нефтей нижнепалеозойских (I) и каменноугольных (II) отложений.

1- нефть; синбитум пород: 2 - терригенных, 3 - карбонатных, 4 - продуктивных

 

Рис. 2. Групповой состав МНФ (А) и АФ (Б) битумов и нефтей нижнепермских (I) и триасовых (II) отложений.

I. 1-нефть; синбитум пород: 2 - терригенных, 3- карбонатных, 4- продуктивных. II. 1 - нефть; 2- синбитум b=2...4; 3 - песчаник нефтеносный b=90; 4 - глина, b= 18; 5 - битум в ореоле влияния тяжелой нефти

 

Рис. 3. Групповой состав МНФ (А) и АФ (Б) нефтей вала Сорокина

Месторождения: 1 - Варандейское, скв. 2, S-D1, 4294-4327 м, 2 - Наульское, скв. 52, С1 2302-2311 м, 3 - Варандейское, скв 8 Р1 1678-1684 м, 4 - Южно-Торавейское, скв. 31, Р2 1325-1342, 5 - Северо-Сорокинское, скв. 103 Т1, 1236 -1251 м, 6 - Южно-Торавейское, скв. 36, Т1-2, 976-989 м

 

Рис. 4. Групповой состав МНФ (А) и АФ (Б) синбитумов из разновозрастных карбонатных (I) и терригенных (II) пород.

Синбитум из отложений: 1 - девона, 2 - карбона, 3 - нижней перми, 4 - триаса