К оглавлению журнала

 

УДК 553.982

E. В. Соболева, Л. В. Строганов, 1993

ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ НЕФТЯНЫХ СКОПЛЕНИЙ НА ЯМАЛЕ

E. В. СОБОЛЕВА (МГУ), Л. В. СТРОГАНОВ (Ямалнефтегазгеология)

Проблема генезиса нефтей промышленных и непромышленных оторочек нефтегазоконденсатных залежей, а также самостоятельных нефтяных залежей севера Западной Сибири, в частности п-ова Ямал, до настоящего времени не решена. Существуют разные точки зрения. И. С. Старобинец [5] считает, что нефти северных районов плиты, отличающиеся по свойствам и геохимическим показателям от нефтей Широтного Приобья, образовались, главным образом, вследствие процесса ретроградной конденсации из движущейся углеводородной смеси. По мнению И. В. Гончарова [1] и ряда других исследователей, большинство нефтей севера, как и центральных районов плиты, являются первичными, но по генезису относятся к “неморским” нефтям континентальных субугленосных фаций.

Авторы провели исследование нефтей оторочек нефтегазоконденсатных залежей, а также нефтяных залежей и непромышленных притоков из меловых и юрских отложений Ямала. Для этого использованы имеющиеся аналитические данные физико-химических параметров и молекулярного состава 55 проб нефтей и 92 проб конденсатов 18 месторождений полуострова, охватившие практически весь разрез (от палеозоя до аптского яруса) различных тектонических зон. Залежи исследованных нефтяных флюидов расположены на глубине от 1,3 до 3,7 км.

Нефти изучаемого района разнообразны как по физико-химическим характеристикам, так и по групповому углеводородному составу. Плотность нефтей варьирует от 0,774 до 0,871 г/см3. Снижение плотности нефтей обусловлено повышением содержания бензиновых фракций (от 5,6 до 76 %) и уменьшением доли смол (4,8–0,6 %) и асфальтенов (0,24–0,05 %).

По групповому составу бензинов нефти характеризуются различными соотношениями углеводородов (УВ). Нефти метанового основания с содержанием парафиновых УВ 57–71 % приурочены к центральной части Ямала (Бованенковское, Восточно-Бованенковское, Верхнетеутейское месторождения и др.). В южной части полуострова (Новопортовское, Ростовцевское, Арктическое, Нейтинское месторождения и др.) распространены метаново-нафтеновые и нафтеново-метановые нефти. Уменьшение доли цикланов (нафтенов) в групповом составе УВ легких фракций нефтей в северном направлении и увеличение доли алканов и аренов указывают на увеличение в этом направлении степени “зрелости” нефтей, т. е. их катагенетической превращенности. Косвенным показателем “зрелости” нефтей северной части Ямала может служить повышение концентрации в средней части фракции (100–320 °С) нефтей относительно низкомолекулярных УВ, о чем свидетельствует увеличение в этом направлении отношения Sн(С13С15)/Sн(С23–C25) от 1,8 на Нейтинском месторождении до 3,2 на Сядорском. Увеличение содержания УВ нС12нС17 может происходить за счет процессов термической деструкции более крупных молекул органического вещества (ОВ) вмещающих пород.

Исследование молекулярного состава индивидуальных УВ средних фракций показало, что в составе алканов нефтей изучаемого района, как и всей Западной Сибири, преобладают нормальные алканы над изопреноидными. Это отражается на значениях коэффициентов Sн-алканов/Sизо-преноидов (6,8–14,2), иС19/нС17 (0,2–0,7) и иС20/нС18 (0,2–0,40). При этом значения коэффициентов, как правило, не зависят от глубины расположения залежей.

Среди нормальных алканов сумма относительно легких в области нС11–нC18 значительно превышает сумму средних и тяжелых н-алканов, соответствующих области нС19нС35. В связи с этим коэффициент Sн(С13С15)/Sн(С25–C27) колеблется в диапазоне 1,1–12,3. Та же тенденция отмечается и в изменении величины отношения и(С19С20)/и(С14–C18), равной 0,3–0,6. Это может быть следствием катагенетической превращенности нефтяных флюидов.

Для определения типа исходного органического вещества и обстановки его преобразования по углеводородному составу нефти нами использован ряд особенностей молекулярного состава нефтей, указывающих на их генезис, которые применяются многими исследователями в совокупности с данными по составу ОВ нефтематеринских пород [2, 3].

1. Ki= и(C19+C20)/н(C17+C18).

Для нефтей, образовавшихся за счет континентального ОВ Ki ==0,1–0,2, за счет морского– Ki=0,2–1,0 при условии, что нефти не подвергались процессам биодеградации.

2. Этилбензол/S ксилолов. Для нефтей из континентального ОВ это отношение <=0,1, из морского – >=0,3.

3. S алканов/S нафтенов С6, С7, С8. Для нефтей из континентального ОВ отношение >1,5, из морского – <= 1,0.

4. S циклопентанов/S циклогексанов С7, C8. Для нефтей из континентального ОВ эта величина <= 0,2–0,5, из морского– >= 0,7–1,0.

5. Sн(C13С15)/Sн(С23–C25). Для нефтей из континентального ОВ это отношение <=1,0, из морского – >=2,0.

6. н(C15+C17)/2нC16 > 1,2 для нефтей, образовавшихся из морского ОВ.

Во всех нефтях п-ва Ямал отмечается следующее:

Величина отношения концентраций пристан/фитан варьирует от 1,3 до 3,0, что является показателем относительно более окислительных условий начальной стадии фоссилизации ОВ, исходного для рассматриваемых нефтей. На преимущественно окислительную обстановку преобразования ОВ указывает также и преобладание в нефтях “нечетных” н-алканов над соседними “четными” в области С15С23.

Таким образом, анализ молекулярного состава нефтей Ямала свидетельствует о смешанном типе исходного вещества, что не противоречит условиям накопления материнских пород. Следует отметить, что на месторождениях центральной части Ямала состав нефтей указывает на преобладание материнского вещества морского генезиса.

Рассмотрим генезис нефтей с позиций формирования нефтяных и главным образом нефтегазоконденсатных залежей.

Нефтяные оторочки нефтегазоконденсатных залежей по условиям формирования могут быть нескольких генетических типов: остаточные, конденсационные, смешанные и деструкционные, отличающиеся по свойствам, а также составу и соотношениям УВ [4, 5].

Остаточный тип нефтяных оторочек образуется в результате перехода части бензинокеросиновых фракций нефти в газовый раствор. Такой тип залежей формируется как на путях миграции при динамическом массообмене между нефтью и газоконденсатной смесью при заполнении ловушек, так и при повышенных давлениях в существующих ловушках. Остаточный тип нефти можно назвать “первичным”, т. е. сформировавшимся на одном этапе формирования залежи и не подвергшимся вторичным изменениям, в то время как “вторичный” тип нефти образуется, как правило, при переформировании залежей.

Нефтяные оторочки конденсационного типа формируются за счет выпадения нефтей из насыщенного газоконденсатного раствора при переходе его в зону пониженных температур и давлений.

Оторочки смешанного типа образуются при снижении пластовых давлений и выпадении дополнительных порций жидкой фазы из насыщенного газоконденсатного раствора вследствие подъема территории или ухода части газа по тектоническим нарушениям.

Для определения типов скоплений нефтяных флюидов и степени их смешения был использован ряд параметров, предложенных И. С. Старобинцем [5] и Н. Г. Жузе [4]: выход фракцийн. к. 150, 200 и 300 °С, содержание смол, парафинов (%), групповой состав фракции н. к.– 200 °С, плотность, молекулярная масса, состав нормальных алканов, максимум в распределении н-алканов, отношения н-гексан/н-гептан, метилциклопентан/циклогексан.

При сравнении перечисленных параметров выявлено несколько типов нефтяных скоплений.

Нефтяные оторочки остаточного типа выделены в основном на месторождениях северной и центральной частей Ямала - Западно-Тамбейском, Сядорском, Верхнетеутейском и др. В этих нефтях плотность от 0,834 до 0,862 г/см3, выход фракций до 150°С–1–8%, до 200°С–5–24%, до 300 °С – 30–52 %, концентрация твердых парафинов–3,5–11,2 %, максимум в распределении нормальных алканов одних нефтей приходится на н(С9С12), другихдва максимума на н(С14С17), н(С14С17) и нС22, молекулярная масса – 195–259, величины отношений н-гексан/н-гептан и метилциклопентан/циклогексан изменяются в пределах 0,3–0,4 и 0,5–0,7 соответственно.

Нефтяные оторочки смешанного, преимущественно остаточного, типа распространены в основном в южной части полуострова, а также на Западно-Тамбейском, Сядорском и Бованенковском месторождениях. В нефтях этих залежей плотность 0,809–0,850 г/см3, выход фракций до 150 °С 8–21 %, до 200 °С 20–31 %, до 300 °С 45–62 %, концентрация твердых парафинов 1,8– 5,1 %, максимум в распределении н-алканов в одних нефтях приходится на н(С9С11), в другихдва максимума на н(С4С11) и н(С17С24), молекулярная масса 174–209, величины отношений н-гексан/н-гептан и метилциклопентан/циклогексан изменяются в пределах 0,6–1,2 и 0,7–0,9 соответственно.

Нефтяные оторочки смешанного, преимущественно конденсационного, типа выделены на Восточно-Бованенковском (пласт БЯ4, скв. 1) и Южно-Тамбейском (пласт БЯ10, скв. 2; пласт ТП21, скв. 1) месторождениях. В нефтях этих залежей плотность 0,774–0,797 г/см3, выход фракций до 150 °С 32–46 %, до 200 °С 50–76 %, до 300 °С 65–93 %, концентрация твердых парафинов 1,9– 3,6 %, молекулярная масса 166–170.

Таким образом, в пределах северной и центральной частей Ямала развиты преимущественно нефти остаточного типа. Они представляют собой “первичные” нефти, потерявшие часть легких УВ за счет перехода их в газовый раствор при длительном контакте нефти и газа в ловушках в условиях многостадийного формирования месторождений [4].

Нефти смешанного типа развиты в основном в южной части полуострова. Они содержат нефть остаточного типа и жидкой фазы конденсационного генезиса, выпавшей из газового раствора в процессе неотектонического воздымания территории и перехода в зону более низких температур и давлений [4].

С целью выделения групп нефтей близкого генезиса, нами проведена, также, корреляция нефтей и конденсатов по методу И. Эрдмана и Д. Морриса [3] с использованием следующих соотношений между концентрациями пар УВ фракции н. к.– 130 °С, близких по химической структуре и температурам кипения:

1) изопентан/н-пентан,

2) циклопентан/2,3диметилбутан,

3) 2метилпентан/3метилпентан,

4) н-гексан/(метилциклопентан+2,2 диметил-пентан),

5) 2метилгексан/2,3диметилпентан,

6) Зметилгексан/Зметилпентан,

7) 1транс-3диметилциклопентан/ 1транс-2диметилциклопентан.

8) н-гептан/(1,1,3триметилциклопентан+метил-циклогексан),

9) 2,2диметилгексан/2метилгептан,

10) (4метилпентан+3,4диметилгексан) /3метил-гептан.

Расчет проводился по формуле R=(САa/Саb)/(СВa/СВb), где в числителе дано отношение концентраций УВ a и b в нефти (конденсате) А, в знаменателеотношение концентраций УВ а и b в нефти В.

Для сравнения нескольких нефтей одну из них принимают за базовую (нефть В), а все остальные рассматривают по отношению к базовой. Графически такая корреляция изображена на рис. 1, рис. 2, где по оси ординат распределены пары УВ (1, 2, 3 и т. д.), а по оси абсцисслогарифмы значений отношений. Для базовой нефти это прямая линия, параллельная оси ординат.

В результате проведенной корреляции установлено:

Из всего комплекса проведенных генетических исследований следует, что нефти северной и южной частей Ямала различаются между собой как по типу исходного ОВ, так и по генезису жидкой фазы. Нефти южной части полуострова состоят из УВ двух типов генераций остаточных (первичных) и конденсационных (вторичных). Исходным для них является ОВ смешанного генезиса. Нефти северной части полуострова преимущественно остаточные (первичные), образовавшиеся главным образом из ОВ морского генезиса. Среди них выделяется пахучанский тип нефтяных флюидов, нефти которого имеют по ряду геохимических критериев более высокую степень катагенетической превращенности, что обусловлено, вероятно, формированием нефтяных скоплений в этом районе за счет латерально-вертикальной миграции жидких углеводородных растворов, формирующих свой состав за счет ОВ мезозойских пород Пахучанского мегапрогиба, представленных здесь преимущественно морскими глубоководными фациями. Возможность такого механизма формирования нефтяных залежей и нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей на севере Западной Сибири отмечал Л. В. Строганов.

В связи с этим наиболее перспективны для поисков нефтяных скоплений антиклинальные, поднятия, расположенные в пределах Пахучанского мегапрогиба, а именно Мало-, Западно- и Южно-Сядорское, Хребетное, Холодное, Хвойное, Харпское, Хорейное и Хороводное. Среди них первоочередными объектами для проведения нефтепоисковых работ являются структуры, расположенные вблизи уже выявленных наиболее значительных нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей, Западно-Тамбейского и Сядорского месторождений. Такими структурами являются Харпская, Хвойная, Западно- и Малосядорская. В сводовых частях этих поднятий предлагаем бурение скважин вести до глубины 4000 м с целью полного вскрытия нефтеперспективных нижнемеловыхсреднеюрских отложений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири.М.: Недра, 1987 г,
  2. Гусева А. Н., Лейфман И. Е. Состав нефтей как показатель их генезиса // Современные проблемы геологии и геохимии горючих ископаемых. М.: МГУ – 1982.– С. 330–350.
  3. Гусева А. И., Соболева Е. В. Практикум по геохимии горючих ископаемых. М.: МГУ, 1989. 4. Жузе Н. Г. Остаточная нефтенасыщенность залежей неокома севера Западной Сибири дополнительный источник УВ-сырья // Геология нефти и газа.– 1989.– № 11.– С. 8–14.
  4. Старобинец И. С. Газо-геохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.– М.: Недра, 1986.

Abstract

Geological and geochemical data on Yamal peninsula oils are given. Perspective structures for oil and gas search are determined at this base.

Рис. 1. Корреляция жидких углеводородов различных месторождений Ямала по составу индивидуальных углеводородов С5–С8

а–эталон (ось ординат) –нефть, Бованенковское месторождение, скв. 129, интервал 3341–3370 м, пласт Ю12 (тоар); 1–нефть, скв. 116, интервал 2658–2666 м, пласт Ю3(бат); 2 – конденсат, скв. 114, интервал 2690–2700 м, пласт Ю6(байос); 3 – конденсат, скв. 98, интервал 2970–2986 м, пласт Ю7(байос); 4 – конденсат, скв. 97, интервал 2557–2564 м, пласт Ю3 (бат); 5 – нефть, скв. 86, интервал 2165–2180 м, пласт бя1(готерив); 6-нефть, скв. 69, интервал 2105–2111 м, пласт ТП16 -(готерив); б–эталон (ось ординат) –нефть, Бованенковское месторождение, скв. 86, интервал 2165–2180 м, пласт бя1 (готерив); 1 – нефть,. Бованенковское месторождение, скв. 69, интервал 2105–2111 м, пласт ТП16 (готерив); 2 – нефть, Бованенковское месторождение, скв. 59, интервал 2035–2046 м, пласт ТП19-20(готерив); 3 – нефть Арктическое месторождение, скв. 15, интервал 2374–2381 м, 2388–2394 м, пласт НП2-4 (валанжин); 4 – нефть, Нейтинское месторождение скв. 29, интервал 1964–1968 м, пласт ТП18 (готерив); 5 – нефть, Верхнетиутейское месторождение, скв. 102, интервал 2424–2428 м пласт ТП20 (готерив)

Рис. 2. Корреляция жидких углеводородов различных месторождений Ямала по составу индивидуальных углеводородов С5С8:

а – эталон (ось ординат) – нефть, Западно-Тамбейское месторождение, скв.30, интервал 2556–2562 м, пласт ТП19 (готерив); 1 – нефть, Верхнетиутейское месторождение, скв. 102, интервал 2717–2721 м, пласт БЯ8 (валанжин); 2 – нефть, Верхнетиутейское месторождение, скв. 102, интервал 2424–2428 м, пласт ТП20(готерив); 3–нефть, Сядорское месторождение, скв. 210, интервал 2831–2834 м, пласт бя1 (готерив); 4 – нефть, Восточно-Бованенковское месторождение, скв. 4, интервал 2520–2528 м, пласт БЯ4 (валанжин); 5 – нефть, Бованенковское месторождение, скв. 129, интервал 3341–3370 м, пласт Ю12 (тоар); б эталон (ось ординат) конденсат, Малыгинское месторождение, скв. 16, интервал 2734–2744 м, пласт БЯ3 (валанжин); 1–конденсат, скв. 16, интервал 2661–2671 м, пласт бя1(готерив); 2–конденсат, скв. 16, интервал 2378–2388 м, пласт ТП12 (баррем); 3 – конденсат, скв. 32 интервал 2754–2780 м, пласт БЯ3 (валанжин); 4 – нефть, скв. 3, интервал 3572–3585 м, пласт Ю2 - 3 (бат); 5– нефть, скв. 12, интервал 3189–3192 м, пласт БЯ6 (валанжин)

Рис. 3. Обзорная схема п-ва Ямал:

1 – нефть, 2 – газ; 3 – газоконденсат; 4 – граница палеозойского обрамления; 5 – месторождения и нефтеперспективные антиклинальные структуры: 1 – Малыгинское, 2 – Сядорское, 3 – Северо-Тамбейское, 4 – Западно-Тамбейское, 5 – Южно-Тамбейское, б Харасавэйское, 7 – Крузенштернское, 8 – Восточно-Бованенковское, 9 – Бованенковское, 10 – Верхнетиутейское, 11 – Западно-Сеяхинское, 12 – Нерстинское, 13 – Нейтинское, 14 – Байдарацкое, 15 Арктическое, 16 – Среднеямальское, 17 – Нурминское, 18 – Хамбатейское, 19 – Каменномысское, 20 – Ростовцевское, 21 – Малоямальское, 22 – Новопортовское, а Малосядорская, б Западно-Сядорская, в Южно-Сядорская, г Хребетная, д Холодная, еХвойная, ж Хорейная, з Харпская, и Хороводная; I – Пахучанский мегапрогиб, II – Нурминский мегавал