К оглавлению журнала

 

УДК 553.982:550.4(571.1)

В.А. ЕРШОВ, В.С. НОСОВА, Т.В. ЯРОСЛАВЦЕВА, Н.В. ИВАНОВА, 3.Ф. МАКСИМОВА (СибНИИНП)

Региональные особенности компонентного состава нефтей Западной Сибири

Известно, что данные по компонентному составу могут быть использованы для пластовой идентификации нефтей, выяснения связи их с нефтегенерирующими породами и условиями диагенеза [1]. Таким образом, при рассмотрении компонентного состава нефтей в пределах региона можно решить вопрос формирования месторождений, провести прогнозную оценку перспектив нефтегазоносности, состава и свойств нефтей разведочных площадей.

С этой целью в процессе многолетних исследований на постоянной методической основе был изучен компонентный состав от метана до октана включительно пластовых нефтей 140 залежей 90 месторождений, расположенных по всей площади региона. Определение проводили методом газожидкостной хроматографии на приборах ЛХМ-8МД, Хром-5 и Вариан-3700 [2]. При рассмотрении состава рассчитывали коэффициент подобия (Кп), устанавливаемый на основе состава групп УВ с числом углеродных атомов 6 и 7. За базовую нефть сравнения для расчета Кп приняли самотлорскую нефть залежи БВ10. В процессе корреляции отношение нефть/ сравнительная нефть определяли для каждого из десяти параметров: нормального гексана, 2-, 3-метилпентана, 2, 3-диметилбутана, метилциклопентана+циклогексана от суммы парафиновых и нафтеновых УВ состава С6Н14, нормального гептана, 2-, 3-метилгексана, 2, 3-диме-тилпентана, суммы нафтенов C7H16 от суммы парафиновых и нафтеновых УВ состава C7H16. Среднее десяти отношений дает Кп. В табл. 1 представлены Кп для нефтей некоторых основных месторождений региона.

Высокие значения Кп от 0,8 до 1 свидетельствуют о хорошей корреляции. Из 140 изученных нефтей 122 (87 %) имеют Кп в пределах 0,8–1; 17 нефтей (12 %) имеют Кп в интервале 0,73–0,79, указывающем на удовлетворительную корреляцию. Уренгойская нефть (1 %) с Кп=0,67 плохо коррелируется с самотлорской. К этому нефтегазоносному району (НГР) относится также ен-яхинская нефть залежи БУ8-9, Кп которой равен 0,74.

При рассмотрении Кп по группам пластов А, Б, Ю установлено, что нефти из пластов группы А характеризуются наибольшим Кп, равным 0,88, нефти пластов Б и Ю имеют Кп достаточно близкие между собой (0,852 и 0,848 соответственно). Вместе с тем наблюдается существенное различие нефтей пластов группы А по сравнению с нефтями из горизонтов Б и Ю. Причем наибольшее отличие наблюдается по параметрам, отражающим содержание в нефти нормального гексана, метилциклопентана и циклогексана, нормального гептана, 2-метилгексана и нафтеновых УВ состава С7Н16 (рис. 1).

Необходимо отметить, что нефти пластов группы Б и особенно группы Ю характеризуются наибольшим содержанием нормальных алканов и наименьшими количествами нафтеновых УВ по сравнению с нефтями пластов группы А. Особо следует остановиться на нефтях Уренгойского НГР. Как видно на рис. 1, происходит сильное занижение Кп по всем десяти параметрам; парафиновые и нафтеновые УВ в этих нефтях имеют другие соотношения, чем в самотлорской. Наибольшие отличия наблюдаются для н-алканов. По мере увеличения разветвленности алканов эти отличия несколько уменьшаются. Высокая замещенность и разветвленность алканов УВ нефтей и конденсатов неокомских отложений северных районов была ранее обнаружена А.Э. Конторовичем.

Таким образом, высокий Кп для большинства изученных нефтей, за исключением севера региона, свидетельствует об однотипном составе нефтематеринского вещества и близких условиях диагенеза. Факт отличия состава нефтей севера региона в литературе находит различное объяснение. В одной из последних работ это, в частности, объясняется окислением ОВ на стадиях седиментогенеза и диагенеза, приводящим к значительной потере генерационного потенциала [1]. В рамках этой, в целом достаточно убедительной, концепции не находят удовлетворительного объяснения факты окисления ОВ в типично морской среде с восстановительными условиями накопления ОВ и образования гигантских газовых и газоконденсатных месторождений на относительно небольшой территории при низком генерационном потенциале. Авторы считают, что данное объяснение для многих северных месторождений неправомерно из-за недоучета особенностей катагенеза ОВ в условиях интенсивных геотектонических движений, что привело к образованию преимущественно газовой фазы и существенному перераспределению водорода ОВ в пользу легких гомологов.

Анализ структурно-тектонического фактора показывает, что с юга на север региона амплитуда геотектонических движений резко возрастает. Она также высока на востоке региона вдоль Колтогоро-Уренгойского рифта, особенно к югу от р. Вах. Увеличению амплитуды геотектонических движений сопутствуют повышенное образование газовой фазы и соответствующие изменения состава нефтей. С Сургутского свода на север постепенно возрастают газовые факторы, происходит уменьшение содержания смол, плотности нефтей и в Уренгойском НГР наблюдаются преимущественно газовые и газоконденсатные месторождения. Подобные тенденции проявляются и с запада на восток для месторождений, расположенных вдоль Колтогоро-Уренгойского рифта.

Для выявления стадии, на которой в основном сформировался состав нефтей, и определения вклада последующих воздействий рассмотрим влияние окисления на ОВ и УВ залежи в пределах наблюдаемых термобарических условий. Согласно химической реакционной способности, в первую очередь у ОВ должны окисляться соединения промежуточных степеней окисления и непредельные соединения (например, фитол, ненасыщенные жирные кислоты). Это приводит практически к полному их исчезновению из состава нефтей. Полностью восстановленные и ароматические соединения должны окисляться во вторую очередь.

В связи с этим вполне обоснована концепция о влиянии окисления ОВ на повышение соотношения п/ф вследствие превращений фитановая кислота–>пристан. После образования пристана и фитана дальнейшие физико-химические воздействия должны оказывать на соотношение п/ф незначительное влияние в силу близких физико-химических характеристик вышеуказанных гомологов. Необходимо отметить, что при окислении ненасыщенных жирных кислот кислородом воздуха образуются высокомолекулярные лаки, что широко используется на практике. В случае реализации этого процесса в седиментогенезе получившиеся лаки могут входить в состав керогена и участвовать в процессах нефтеобразования. Поэтому мнение о том, что ненасыщенные кислоты в присутствии кислорода легко окисляются и не участвуют в процессах нефтеобразования [1], справедливо не во всех случаях. При окислении УВ согласно принципу Ле Шателье – Брауна следует ожидать в первую очередь уменьшения содержания соединений с высокой теплотой сгорания, т. е. в такой последовательности: нормальные алканы, изоалканы, гемзамещенные алканы, далее циклоалканы – нафтены, арены – ароматические УВ (преимущественно с алкильными заместителями с длинной цепью). Как показали модельные эксперименты авторов статьи и других исследователей, при действии окислителей на нефти Западной Сибири (кислород, оксиды) резко возрастает содержание смолистых веществ. Подобные изменения в составе нефти производит также биотрансформация. Таким образом, в результате воздействия окислительной обстановки на УВ должны возрасти соотношения изоалканы/нормальные алканы, ксилолы/этилбензол, циклогексан/метилциклопентан, существенно возрасти так называемый нафтеновый индекс (НИ), представляющий собой среднее значение между отношением цикланов к алканам состава С6Н14 и C7H16, для удобства пользования умноженное на 100.

Обсуждаемые выше характеристики нефтей приведены в табл. 2. Из данных таблицы следует, что УВ или ОВ месторождений северных районов, действительно, были подвержены окислению. Чтобы установить, на какой стадии происходило окисление, рассмотрим влияние условий катагенеза на вышеперечисленные характеристики. Многочисленными экспериментальными исследованиями установлено, что на различных стадиях катагенеза соотношение п/ф может изменяться в два-три и более раз, причем диапазон этих изменений перекрывает граничные значения генетических различий нефтей. К сожалению, сведения о направленности изменения вышеуказанного соотношения в катагенезе носят противоречивый характер. Но имеются достоверные свидетельства о возрастании соотношения п/ф в 2–3 раза, иногда до 6 с ростом катагенеза ОВ, а также в ряду тяжелая нефть – легкая нефть – конденсат [4].

Особенностью катагенеза ОВ месторождений северных районов является преобладание деструктивных процессов и реакций диспропорционирования, приводящих к интенсивному перераспределению водорода ОВ. Если предположить, что состав исходного ОВ южных и северных районов региона был близок, особенности катагенеза для северных месторождений должны были привести к резкой дифференциации отношения С/Н для различных фракций нефтей. Чем больше образовалось метана (газовой фазы), тем более интенсивно должны были идти процессы дегидрирования более высокомолекулярных фракций нефтей. Образование дополнительно каждой молекулы метана должно приводить к соответствующему появлению молекулы циклоалкана или три образовавшиеся молекулы метана ведут к появлению молекулы арена. Процессы дегидрирования – окислительные, при этом должно возрастать содержание нафтенов и (или) аренов в нефтях или конденсатах. Причем в большем количестве, по химическим законам, должно образоваться соединений с меньшей свободной энергией. Таким образом, влияние дегидрирования на рассматриваемые в табл. 2 отношения аналогично окислению, так как при окислении УВ также остаются в большем количестве соединения с меньшей свободной энергией, меньшей теплотой сгорания. На скорость реакций дегидрирования будут влиять и кинетические факторы. Так, вследствие того, что дегидрирование гемзамещенных алканов затруднено, их относительное содержание также должно возрастать, что и наблюдается для нефтей северных месторождений.

Если наблюдаемое соотношение п/ф сформировалось в катагенезе и зависит от стадии протекания процесса, то должна наблюдаться определенная корреляция этого показателя с содержанием нафтенов, аренов, количеством газовой фазы, обусловленных процессами дегидрирования. На рис. 2 видно, что для большинства месторождений с ростом НИ увеличивается величина п/ф. Выше линии аb лежат точки, принадлежащие к биотрансформированным нефтям и нефтям, которые испытали значительное окисление в гипергенезе. Таким образом, если НИ>58 п/ф+5, это может служить диагностическим признаком биотрансформации нефтей в залежи. Логично предположить, что ниже линии сd (п/ф>(НИ/58)+0,5) точки принадлежат месторождениям с окислением на стадии диагенеза ОВ, с пониженным генерационным потенциалом (критерий нефтеобразования из керогена переходного или третьего типов). Окисление ОВ в седиментогенезе и диагенезе обусловливает повышение соотношения п/ф, но в то же время не может оказать существенного влияния на дегидрирование легких гомологов и повышение НИ, так как этот процесс происходит главным образом на последующих стадиях нефтеобразования.

Таким образом, выбранные параметры (см. табл. 2) позволяют однозначно провести хронологическую идентификацию и определить интенсивность и стадию протекания окислительных процессов при формировании состава нефтей большинства месторождений.

При подробном рассмотрении НИ нефтей как показателя степени протекания процессов дегидрирования во всех группах пластов Сургутского, Нижневартовского, Каймысовского сводов, Александровского мегавала отмечено повышение значений НИ в зонах, непосредственно граничащих с грабен-рифтами. Достаточно высокими НИ (от 55 до 64) обладают юрские нефти Каймысовского, Шаимского и Красноленинского НГР и очень высокими (123 и 138) характеризуются ен-яхинская и уренгойская нефти горизонта Б. Следовательно, в целом по региону нефти с высокими НИ приурочены к краевым НГР, расположенным на востоке, западе и севере региона, центральные районы (Сургутский и Салымский) отличаются минимальными значениями этого показателя.

При анализе материала можно сделать вывод, что в центральной части региона, на Сургутском своде, в процессе осадконакопления существовала восстановительная обстановка, протекали процессы сульфатредукции. Ненасыщенные кислоты и фитол к окончанию диагенеза были восстановлены и частично конденсированы. Стабильность ОВ повысилась, поэтому нефти этого района имеют низкое соотношение п/ф (0,7–1,1). В отличие от этого ОВ прилежащих районов к началу катагенеза не было восстановлено. Непредельные соединения в процессе нефтеобразования в условиях интенсивных геотектонических движений в аквальных условиях продуцировали большое количество низкомолекулярных продуктов. Соотношение п/ф при этом увеличивалось пропорционально степени геотектонического воздействия.

Модельные эксперименты ряда исследований с фитолом (например, Ал.А. Петров, 1974 г.), а также авторов статьи с водным раствором олеиновой кислоты показывают, что в процессе термического воздействия в присутствии воды в бомбе под давлением из этих соединений образуется целый набор низкомолекулярных алканов. Существенного снижения генерационного потенциала ОВ при этом не происходит. Резкое возрастание соотношения п/ф для ряда нефтей и конденсатов окраинных зон региона, непропорциональное росту НИ, свидетельствует о протекании окислительных процессов в седиментогенезе и диагенезе и значительном падении генерационного потенциала ОВ. Необходимо отметить, что точки, принадлежащие нефтям баженовской свиты, расположенным в центре региона, по вышеуказанной зависимости лежат вблизи линии cd в области керогена переходного типа, причем относительное содержание низкомолекулярных изопреноидов состава С14–С16 в салымской нефти (Ю0) выше, чем в месторождениях севера региона [3]. Это служит еще одним подтверждением низкой окисленности ОВ ряда северных месторождений и, значит, высокого генерационного потенциала ОВ. Этот вывод имеет существенное значение при планировании поисковых работ на нефть и особенно газ в северных районах области.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Былинкин Г.П. Информативность генетического показателя пристан/фитан // Геология нефти и газа.– 1987.– № 8.– С. 59–62.
  2. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири.– М.: Недра.– 1987.
  3. Ершов В.А., Носова В.С., Ярославцева Т.В. Характеристика химических типов нефтей. НТС Повышение эффективности подготовки продукции скважин в Западной Сибири.– СибНИИНП.– Тюмень.– 1984.
  4. Особенности компонентного состава нефтей месторождений, вводимых в разработку. НТС Совершенствование техники и технологии добычи нефти в Западной Сибири / В.А. Ершов, В.С. Носова, Н.В. Иванова и др.– СибНИИНП.– Тюмень.– 1981.– Вып. 22.– С. 90–98.

Abstract

The component composition of oils from 40 pools contained in 90 fields is considered. Conclusions have been made regarding the uniformity of original organic matter and generation of oils having a uniform composition for most fields in the Middle pre-Ob' area. Described are differencies between the oils from the northern part of the Tyumen region explained by features of catagenesis under the conditions of intensive geotectonics which have led mainly to gas phase formation, redistribution of organic mat-ter hydrogen to lower homologues and dehydration of more high-molecular hydrocarbons.

Таблица 1 Коэффициент подобия нефтей

Площадь, пласт

Кп

Площадь, пласт

Кп

Самотлорская, БВ10

1,00

Муравленковская,БС11

0,88

Ватине кая, АВ1

0,91

Быстринская, ачимовская пачка

0,86

Варьеганская, ЮВ1

0,86

Южно-Тетеревская, П

0,90

Северо-Варьеганская, БВ8

0,95

Тагринская, БВ8

0,84

Западно-Сургутская, БС10

0,81

Новопурпейская, БС102

0,92

Усть-Балыкская, БС10

0,80

Вынгапуровская, БВ8

0,82

Федоровская, БС10

0,87

Комсомольская, БП11

0,86

Правдинская, ЮС0

0,83

Лугинецкая, Ю1

0,86

Западно-Ловинская, Ю2

0,90

Новогодняя, БП8

0,82

Тарасовская, БП9

0,83

Уренгойская, БУ11

0,67

Таблица 2 Характеристика нефтей

Месторождение, пласт

НГР

Плотность, кг/м3

Вязкость при 20 °С, мПа·С

Пристан/фитан

i4/n-C4

Ксилолы/этилбензол

Циклогексан/ метилциклопентан

Содержание смол, %

НИ

Ен-Яхинское, БУ8-9

Уренгойский

829

5,1

2,4

0,7

_

1,2

2,1

123

Уренгойское, БУ11

838

7,8

2,3

0,6

11,1

1,4

2,5

138

Уренгойское, Ю

832

5,3

4,8

1,8

Харампурское, Ю1

Толькинский

832

6,0

2,1

0,6

4,3

1,3

1,6

96

Усть-Часельское

817

2,0

4,8

2,1

Муравленковское, БС11

Пурпейский

857

12,4

1,6

0,9

0,7

7,1

72

Комсомольское, БП82

842

1,4

0,4

2,0

0,5

33

Самотлорское, AB1

Нижневартовский

854

9,2

1,1

0,4

1,5

0,4

5,2

51

Покачевское, БB8

855

9,4

1,0

0,3

2,3

0,4

6,5

56

Покамасовское, ЮВ1

846

6,9

0,9

0,3

2,0

0,5

5,4

43

Поточное, БВ8

857

10,0

1,0

0,4

0,4

7,0

50

Ершовое, ЮВ1

837

4,7

1,2

0,4

0,3

4,0

68

Нивагальское, ЮB1

 

860

24,7

0,9

0,3

1,0

0,4

5,8

44

Тюменское, ЮВ1

 

817

2,7

1,4

0,3

0,6

2,9

69

Советское, АВ3

852

7,1

1,2

0,6

0,5

6,8

60

Вахское, Ю1

Александровский

848

7,3

1,5

0,3

2,3

0,5

6,4

84

Лугинецкое, Ю1

Пудинский

834

4,8

1,6

0,6

0,4

5,6

62

Оленье, Ю1

Каймысовский

847

6,2

1,2

0,4

0,5

5,9

68

Первомайское, Ю1

846

6,4

1,2

0,4

2,2

0,4

6,5

58

Западно-Сургутское, БС10

Сургутский

885

38,1

0,7

0,3

1,7

0,4

10,4

34

Мамонтовское, БС10

879

31,4

0,8

0,3

0,7

9,0

40

Усть-Балыкское, БС10

879

30,8

0,8

0,3

1,9

0,6

7,9

38

Яунлорское, БС10

880

33,1

0,7

0,5

0,4

8,1

45

Холмогорское, БС10

863

12,3

1,2

0,6

2,6

0,4

6,7

53

Суторминское, БС7

863

11,0

1,2

0,6

2,1

0,6

5,9

61

Лазаревское, П

Шаимский

840

7,2

1,2

0,5

3,3

0,7

4,4

48

Северо-Даниловское, П

847

9,0

1,1

0,6

2,5

0,6

4,1

50

Толумское, П

858

18,5

1,2

4,9

82

Самотлорское, АВ4-5

Нижневартовский

884

20,0

1,2

0,9

1,7

0,6

6,5

106

Федоровское, AC5-6

Сургутский

889

50,9

1,0

5,2

0,9

9,8

208

Быстринское, АС9

912

86,5

1,0

4,0

1,0

10,9

215

Лянторское, АС10

911

94,1

1,1

1,2

2,8

1,3

8,9

129

Новопортовское, HП4

Южно-Ямальский

856

7,8

2,1

3,2

6,4

2,8

133

Русское, ПК1

Тазовский

940

300.4

10,2

Рис. 1. Изменение kп по отдельным параметрам.

Нефти залежей пластов группы: 1 – А, 2 – Б, 3 – Ю. Нефти месторождений. 4 – Самотлорского, пласт БВ10; 5 – Уренгойского, пласт БУ11

Рис. 2. Зависимость НИ от величины п/ф