К оглавлению

УДК 553.982:546.791 (574.13)

Ураноносность нефтей востока Прикаспийской впадины

E.С. ГЛОТОВА (ВНИИгеоинформсистем), З.E. БУЛЕКБАЕВ (Актюбнефтегазгеология), И.Б. ДАЛЬЯН (Актюбинская НГРЭ)

В пределах восточной окраины Прикаспийской впадины на Жанажольской и Кенкиякской тектонических ступенях основным объектом нефтегазопоисковых работ является карбонатный комплекс. Здесь открыты нефтяные месторождения на Кенкияке - Кокжиде, Кожасае и газоконденсатные на Урихтау, Жанажоле. На Жанажольской ступени карбонатный комплекс состоит из двух толщ: верхней (KT-I) гжельско-верхнеподольской (228-543 м) и нижней (КТ-II) каширско-окской (630-826 м), разделенных в основном песчано-глинистыми нижнеподольскими отложениями (26-455 м). Залежи газа, конденсата и нефти в KT-I Жанажола и Урихтау и в КТ-Н Жанажола пластового типа приурочены к пачкам пород-коллекторов широкого стратиграфического диапазона толщиной до 50 м, перекрытых прослоями аргиллитов или плотных непроницаемых карбонатов. Залежи УВ в KT-I и КТ-II вторичные, образовавшиеся в результате латеральной и вертикальной миграций из терригенных нефтепродуцирующих подсолевых и нижнепермских отложений Кенкиякской ступени (И.Б. Дальян, Ю.Г. Такаев, М.С. Трохименко, 1980 г.)

Для выяснения вопросов формирования залежей в отложениях KT-I и КТ-II месторождений Жанажол и Урихтау была изучена ураноносность нефтей. Уран определялся в сырых нефтях нейтронно-активационным методом с использованием высокочувствительного f-радиографического анализа [1]. Исследовались флюиды разнообразного физико-химического состава: от тяжелых нафтено-ароматических нефтей до конденсатов и пластовой воды. Концентрация урана в анализируемых объектах составляет (3,4-44,5)*10-8 %. Он присутствует во всех фракциях, начиная от бензиновых, однако общее содержание в легких фракциях невелико - (3-12)*10-8 % и в редких случаях до 28* 10-8 %. В основном уран накапливается в смолисто-асфальтеновой части до n*10-4 %. Изменение ураноносности нефтей в пределах востока и всей Прикаспийской впадины представляет сложную картину и не всегда связано с физико-химическим составом флюидов, что, по-видимому, обусловлено многообразием взаимодействия УВ с вмещающей средой и отражает сложные условия формирования залежей региона (Л.В. Шестоперова, О.С. Турков, Е.С. Глотова, 1986 г.).

Жанажольское многопластовое месторождение приурочено к поднятиям Жанажол и Кунгурское, характеризующимся четкой унаследованностью структурных форм по KT-I и КТ-II. Залежи газа, конденсата и нефти располагаются в пористых пластах-коллекторах KT-I и КТ-II, которые представлены известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. В разрезе KT-I продуктивные горизонты установлены в отложениях гжельского и касимовского ярусов и верхнемосковского подъяруса, а в КТ-II они приурочены к каширскому, верейскому, прикамскому, северо-кельтменскому, краснополянскому, протвинскому и стешевскому горизонтам с едиными для каждой толщи ГНК и ВНК.

Пробы нефти и конденсата отобраны из различных нефтегазоносных горизонтов по всей площади месторождения. Нефти KT-I легкие, с плотностью 0,820-0,852 г/см3, содержанием урана (3,4-15,5) *10-8 %, серы 0,37-1,13 %, смол силикагелевых 2,5- 10,6 %, асфальтенов 0-0,5 %, парафинов 4,7-4,3 %. Фракционный состав нефти при разгонке характеризуется низким количеством ароматических - до 15%, нафтеновых - до 25 % и преобладающим содержанием метановых - до 65 % УВ. Нефти КТ-II более тяжелые, плотностью 0,843- 0,892 г/см3, содержание урана (7,3-13)*10-8, серы 0,1 -1,37%, силикагелевых смол 8-15 %, асфальтенов 0,1-2,4 %, парафинов 4,7-14,63 %. Во фракциях, выкипающих до 200 и 300 °С, преобладают нафтеновые (до 73 %) и метановые (36 %) УВ, а содержание ароматических УВ не превышает 5,5 %.

В целом нефти КТ-I по сравнению с КТ-II более легкие, малосмолистые, практически лишены асфальтенов и с меньшим содержанием серы. Средние значения ураноносности нефтей КТ-I 8,6*10-8 %, КТ-II 10,2*10-8 %.Это, по-видимому, связано с явлением дифференциации УВ-смеси в процессе вертикальной миграции, при которой происходит отставание тяжелых фракций, обогащенных ураном.

Низкие значения ураноносности флюида (3,4-5,9)*10-8 % из отложений КТ-I (таблица) могут быть объяснены миграционным характером формирования залежи.

В нефтях, отобранных ближе к зоне ВНК, с повышенной плотностью, содержание урана увеличивается до (9,2-12,5)*10-8 %, что, вероятно, обусловлено гравитационным перераспределением УВ внутри залежи за длительный период ее формирования. В большинстве случаев наблюдается практически прямолинейная зависимость изменения ураноносности от плотности нефтей (рис. 1, а).

Аналогично урану распределяются в нефтях и ванадил-порфирины, содержание которых увеличивается от 0,75*10-3 % во внутренней части залежи до 4,18*10-3 % в зоне ВНК, что указывает на обогащение флюида в нижней части залежи тяжелыми фракциями (Н.К. Надиров, А.В. Котова и др., 1984 г.), а также на отсутствие в зоне ВНК интенсивных процессов окисления, в результате которых ванадил-порфирины разрушаются (О.В. Серебренникова, Т.В. Белоконь, 1984 г.). Повышенная концентрация урана в легкой нефти (15,5*10-8 %) плотностью 0,820 г/см3 в скв. 4 в зоне ВНК и в конденсате (9,6*10-8 %) плотностью 0,756 г/см3 из скв. 25 в зоне ГНК -9,6*10-8 % свидетельствует о дополнительном его поступлении, возможно, за счет локальной эстракции легкими нефтяными флюидами металла из ОВ вмещающих пород. О перетоке УВ повышенной ураноносности из отложений КТ-II в KT-I говорить нельзя, так как содержание урана, равное 15,5*10-8 % не было отмечено ни в одной из проб нефти, отобранных в нижней продуктивной толще.

Для нефтей КТ-II корреляция между плотностью и их ураноносностью отсутствует (рис. 1, б). Это вязкие тяжелые нефти, поэтому гравитационное перераспределение УВ в залежи не имело большого значения.

Независимо от плотности содержание урана в нефтях КТ-II возрастает почти в два раза (от 7,3*10-8 до 12,6*10-8%), причем концентрация его увеличивается в северо-западном направлении (рис. 2). Такое распределение металла в нефтях по простиранию залежи, по-видимому, указывает на направление латеральной миграции УВ, так как при фильтрации нефтей через пористые породы может происходить сорбция (хроматографический эффект) металлосодержащих соединений [3]. В данном случае мы можем предположить, что УВ поступали в ловушку из более погруженной северо-западной части. Невысокие значения ураноносности (7-13)*10-8 % тяжелых смолистых нефтей нижней карбонатной толщи позволяют предположить вторичность асфальтенов, являющихся продуктом конденсации смол, и миграционный характер формирования залежей. Если бы утяжеление нефти произошло за счет осмоления или окисления ее, содержание урана должно быть более 20*10-8 % [1]. Влияние вмещающих пород и пластовых вод на ураноносность нефтей нижней карбонатной толщи не отмечалось, что связано как с особенностями физико-химических свойств флюида, так и с застойным режимом в залежи и отсутствием в породах реакционноспособного ОВ, обогащенного ураном. Не исключено, что на месторождении Жанажол в более глубоких горизонтах имеются остаточные тяжелые, обогащенные ураном нафтиды, которые выделились из мигрирующего флюида в первую очередь, так как при изменении термобарических условий резко снизилась растворимость гетероатомных высокомолекулярных соединений (Т.А. Ботнева, А. И. Гусева, 1972 г.).

Малочисленность данных по месторождению Урихтау (см. таблицу) не позволяет подробно рассмотреть условия формирования и развития залежи, но по имеющимся результатам можно предположить, что они были аналогичными с Жанажольским.

Таким образом, содержание урана в нефтях из КТ-I и КТ-II восточной окраины впадины контролируется условиями формирования залежи УВ в результате миграции (фильтрация, прорыв и т. д.), процессами, протекающими внутри самой залежи за длительный период ее существования, наличием во вмещающих породах реакционноспособного ОВ и др.

Выводы

1. Пониженная концентрация урана в нефтях обусловлена миграционным характером формирования залежей на месторождении Жанажол. Причем, УВ верхней карбонатной толщи являются более легкой миграционноспособной частью флюида, которая на пути вертикальной миграции обгоняет менее подвижные вещества и заполняет верхнюю часть разреза.

2. Первоначальное содержание урана во флюиде, заполнившим ловушку верхней карбонатной толщи, не превышало 6*10-8%. В дальнейшем произошло перераспределение УВ внутри самой залежи, накопление смолисто-асфальтеновых компонентов в подошвенной части и соответственное обогащение ураном нефти в зоне ВНК.

3. За счет дифференциации флюида при вертикальной миграции, нефти, поступающие в пласты-коллекторы КТ-II, были более тяжелые, содержание урана в нихвыше, чем в нефтях KT-I, но не превышало 13* 10-8 %. Уменьшение концентрации урана в нефтях связано с латеральной миграцией флюида, заполняющим ловушку в юго-восточном направлении.

4.  Повышенные значения урана в нефтях верхней карбонатной толщи (15,5*10-8 %) связано с дополнительным его поступлением извне, одним из механизмов которого может быть локальная экстракция урана из ОВ вмещающих пород.

5.  Наблюдающееся увеличение ураноносности флюида до (12-13)*10 -8 % в межкупольном пространстве (см. рис. 2) указывает на возможность существования тектонического нарушения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Глотова Е.С., Крючкова Л.Ф., Филиппова Н.В. К вопросу о методике определения урана // Сб.: Ядерная геология.- М.: ОНТИВНИИЯГГ.- 1978.- С. 23-27.

2.    Готтих Р.П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии.- М.: Недра.- 1960.

3.    Жузе Т.П. Миграция углеводородов в осадочных породах.- М.: Недра.- 1986.

 

Таблица Ураноносность нефтей карбонатных пород месторождений Жанажол, Урихтау

Скважина

Интервал отбора пробы, м

Возраст вмещающих отложений

Плотность, г/см3

Содержание урана. n*10-8

Жанажол, KT-I

4

2880-2882

С3k

0,820

15,5

25

2718-2780

C3g+k

0,756

9,6

25

2807-2857

C2m+mc

0,830

5,8

15

2826-2870

C3g

0,822

5,0

30

2767-2793

C3g

 

7,5

30

2796-2853

С2m

0,841

9,3

5

2870-2009

С2m

0,855

9,2

56

2763-2798

C3g

 

6,0

16

2792-2802

С3k

0,715

5,9

163

2849-2875

С2m

0,828

3,4

27

2854-2898

C3g

0,852

12,2

Жанажол, КТ-II

43

3770-3820

C2m+ks

0,843

11,6

36

3556-3602

C2m+ks

0,784

12,6

38

3830-3762

C2b+ok

0,877

7,4

42

3720-3815

C2m+ks

-

10,0

3

3845-3959

C1s+st

0,892

7,3

29

3603-3659

C2m+vr+ks

-

13,0

27

3765-3772

C2m+ks

0,848

9,3

29

3692-3722

C2b+pr

0,879

12,6

38

3797-3815

C2b+ok

0,870

9,8

Урихтау, KT-I

1

2669-2695

C3k

-

8,0

2

2996-3004

C3k

0,882

11,1

3

2969-3010

C3g

0,757

5,2

3

3146-3159

C3k

-

11,0

3

3146-3159

C3k

Вода

44,5*

4

2593-2630

C3g+k

0,783

26,5

*Увеличение содержания урана в пластовых водах нефтяных месторождений до 10-6 % отмечается практически всегда, когда количество  в воде превышает 2 мг-экв/л [2].

 

Рис. 1. Графики зависимости концентрации урана (n*10-8%) от плотности нефтей ( г/см3):

а - для КТ-I, б - для КТ-II

 

Рис. 2. Схема изменения ураноносности нефтей KT-II на месторождении Жанажол:

1 - изогипсы кровли КТ-II, м ; 2 - место отбора проб нефтей; 3 - линии равных концентраций урана (n*10-8 %); 4 - линия предполагаемого разлома