CC BY
217
УДК 552.578.1 (571.1)
Л.С. Борисова, А.Н. Фомин, Е.А. Фурсенко ИНГГ СО РАН, Новосибирск
ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн характеризуется ярко выраженной зональностью в распределении разных по фазовому составу углеводородных флюидов. В пределах Западной Сибири четко выделяются зоны преимущественно нефте- и газонакопления [Геология нефти..., 1975; Нефтегазоносные комплексы., 1988 и др.]. Зоны нефтенакопления тяготеют к Среднему Приобью, а на севере преобладают газовые и газоконденсатные месторождения.
В настоящее время всеми исследователями признается глубинная зональность нефтегазообразования - выделение в разрезе осадочных бассейнов зон преимущественного нефте- и газообразования [Вассоевич, 1978; Конторович, 1976 и др.]. Отчетливо обособляется верхняя зона газообразования (этапы катагенеза - ПК-МК11). Далее выделяется главная зона нефтеобразования (МК1-МК2), которая располагается над глубинной зоной газообразования (МК2-АК2). Кроме того, известно, что ОВ сапропелевой природы генерирует главным образом УВ нефтяного ряда, а гумусовое ОВ дает начало преимущественно газообразным УВ.
В соответствии с картами катагенеза органического вещества (ОВ) юрских отложений Западной Сибири [Фомин и др., 2001] выявляется четкая зональность преобразованности ОВ. В прибортовых частях мегабассейна встречается наименее преобразованное ОВ (градация ПК). В южных и центральных районах катагенез ОВ в верхнеюрских и нижнесреднеюрских отложениях отвечает стадиям МК1 и МК12- МК2, соответственно. Катагенез ОВ северных районов и арктических территорий Западной Сибири существенно выше. В верхнеюрских отложениях наряду с высоко преобразованным ОВ (до АК) встречается ОВ, находящееся на стадии катагенеза МК1 . ОВ из нижнесреднеюрских отложений на севере имеет очень высокую стадию преобразованности вплоть до АК3, в то время как в северных районах Среднего Приобья ОВ находится еще на стадии катагенеза
-5
МК2 - МК1 . Известно [Геология нефти., 1975], что в пределах северных районов Западной Сибири в мезозойских отложениях велика доля гумусового ОВ, накапливавшегося при жестких условиях диагенеза. В центральных и, частично, в южных районах Западной Сибири нефтематеринское преимущественно сапропелевое ОВ захоронялось в благоприятных для его сохранности обстановках диагенеза.
Рассматривая распределение залежей углеводородов (УВ) по зонам катагенеза в юрском комплексе Западно-Сибирского мегабассейна, следует отметить, что в юрских отложениях подавляющее большинство нефтяных и
газоконденсатных залежей находится в толщах с уровнем зрелости градаций
1 2
МК1 - и единичные на градации МК2. При этом газоконденсатные залежи приурочены к зонам с более высоким уровнем катагенеза, по сравнению с нефтяными. Газовые залежи в юрских отложениях локализуются главным
образом в зоне перехода от градации ПК3 к МК11 (Березовский район). Что касается глубокозалегающих горизонтов нижней и средней юры на севере Западной Сибири, установлено, что начальный генерационный потенциал преимущественно гумусового ОВ в них был сравнительно невысоким, но, благодаря значительной мощности содержащих ОВ пород, находящихся в глубинной зоне газообразования, суммарная масса генерированных ими углеводородов, прежде всего углеводородных газов, по-видимому, была очень велика и резко преобладала над жидкими углеводородами. Очевидно, что в
-5
этих районах, вследствие высокого катагенеза (МК2 -МК3), ОВ реализовало практически полностью свой нафтидогенерирующий потенциал. Но это не означает, что вся нефть, которую они генерировали, разрушена. Частично нефтяные УВ могла мигрировать из глубокопогруженных горизонтов нижней и средней юры до вхождения их в глубинную зону газообразования и избежать деструкции. Об этом свидетельствуют как геологические данные, так и наличие нефтей в мезозойских отложениях, этого района, близких по УВ составу нижнесреднеюрским битумоидам. Таким образом, вся совокупность как геологических (РТ - условия), так и геохимических факторов способствовала широкому распространению в мезозойских отложениях северных и арктических районов Западной Сибири газовых и газоконденсатных залежей.
В комплексе исследований по дифференциации углеводородных флюидов по фазовому состоянию, немаловажное значение в совокупности с характеристикой катагенетической преобразованности ОВ вмещающих отложений имеют физико-химические свойства нефтей и конденсатов и детально изученный состав их бензиновой фракции.
В ИГНГ СО РАН собрана информация (более 1 000 проб) по физикохимическим свойствам и составу легкокипящих фракций нефтей и конденсатов, позволяющая охарактеризовать большинство месторождений и залежей нефти Западной Сибири. Остановимся на закономерностях изменения некоторых физико-химических характеристик нефтей. В юрских и неокомских отложениях в центральных районах Западной Сибири, преимущественно на сводах, локализуются залежи нефтей самой высокой
-5
плотности (до 909 кг/м ). Область распространения нефтей средней плотности полукольцом с севера, востока и юго-востока окаймляет область распространения тяжелых нефтей. В среднем к северу и востоку от области распространения нефтей средней и высокой плотности в отложениях юры и неокома локализуются залежи легких и очень легких нефтей (плотность
-5
менее 830 кг/м ). УВ флюиды мезозойских отложений севера Западной Сибири существенно легкие, а по фазовому составу это либо легкая нефть, либо конденсат. Параллельно с увеличением глубины залегания нефтей (при переходе от меловых отложений к верхнеюрским, и далее к отложениям нижней и средней юры) закономерно уменьшается их плотность, что главным образом связано с более жесткими термобарическими условиями вмещающих отложений. Распределение изученных физико-химических параметров нефтей по площади западносибирского бассейна в значительной
мере повторяют характер изменения плотности. Так, зона распространения нефтей с повышенной плотностью уверенно выделяется и по более высоким концентрациям серы, смол и асфальтенов, низким содержаниям легких фракций (н. к. до 200 оС). Нефти в этой зоне имеют пониженные концентрации твердых парафинов. В северо-восточном направлении от центральных районов Западной Сибири вместе с уменьшением плотности в нефти постепенно падает содержание серы и увеличивается количество твердых парафинов, растет выход легких фракций.
Важной геохимической характеристикой УВ флюидов считается отношение пристана к фитану. С одной стороны этот показатель считается критерием генотипа нефти. Однако имеются мнения, что отношение пристана к фитану закономерно изменяется (увеличивается) с увеличением степени катагенетической преобразованности органического вещества [Соболев и др., 1986]. Кроме того, значительный (до 5-10 и более) рост этого параметра отмечается при фазово-ретроградных процессах [Гурко, Васильева, 1995; Соболев и др., 1986].
Анализ распределения на территории Западной Сибири отношения пристана к фитану (П/Ф) показал, что на западе и в центральной части Западной Сибири, где локализуются главным образом тяжелые высокосернистые и высокосмолистые нефти, отношение П/Ф имеет значения <2,00, а в нефтях и конденсатах севера и северо-востока Западной Сибири ->2,00. Отдельные пробы, отобранные из наиболее глубокопогруженных отложений на севере и северо-востоке Западной Сибири, характеризуются аномально высокими значениями отношения П/Ф (>5,00). Следует отметить, что отношение П/Ф увеличивается также сверху вниз по разрезу при переходе от меловых отложений к юрским. Аномальные значения П/Ф характерны как для нефтей, так и для конденсатов, локализованных в зонах с наиболее высоким уровнем катагенеза ОВ. Четких различий по этому параметру между нефтями и конденсатами не наблюдается. Поэтому основным фактором, влияющим на отношение П/Ф следует считать катагенез.
Легкокипящие углеводороды считаются наиболее подвижной частью нефтей и конденсатов. Именно поэтому соотношения в их составе очень часто используются при диагностике фазового состояния углеводородных флюидов в залежи [Чахмахчев, 1983; Старобинец, 1974; Соболев и др., 1986 и др.]. В качестве параметров фазового состояния флюидов предлагаются соотношения между УВ одного молекулярного веса, но разной структуры (метилциклопентан/ циклогексан, метициклопентан/ бензол, 3-метилпентан/ бензол, циклогексан/ метилциклопентан и др.), отношение суммы углеводородов С5-6 к сумме углеводородов С7-8 и др. Однако проведенный авторами анализ соотношений в составе легких фракций углеводородных флюидов Западной Сибири показал отсутствие четких критериев для диагностики их фазового состояния на региональном уровне. Вероятно, в этом случае выравнивание составов углеводородных флюидов происходит за счет разнонаправленного влияния разных факторов (фазово-ретроградные процессы, фильтрация и др.) при массопереносе УВ через мощные толщи
пород. Независимо от генотипа, нефти и конденсаты довольно четко различаются лишь по содержанию в них легкой фракции.
Кроме того, в исследованной коллекции по групповому углеводородному составу выделяется несколько проб, в которых аномально высоки концентрации легких ароматических углеводородов (более 40 % на сумму УВ С5-С8). Месторождения, на которых отбирались эти пробы, локализуются главным образом на севере Западной Сибири. Пробы нефтей и конденсатов этой выборки характеризуются очень низким выходом бензиновой фракции (главным образом менее 10 % на нефть), относительно высокими
3 3
плотностями (до 904 кг/см для нефтей и 812 кг/см для конденсатов) при относительно высоких температурах начала кипения флюида (от 78 до 182 оС). Такие отличительные особенности состава нефтей и конденсатов могут свидетельствовать об их газоконденсатном генезисе, образовании за счет ретроградного испарения газовой смеси при снижении давления на пути миграции [Старобинец, 1974]. Аномально высокие концентрации легких аренов в нефтях и конденсатах можно объяснить их селективным накоплением в жидкой фазе. Состав проб с аномально низкими концентрациями или отсутствием легких аренов и, соответственно, аномально высокими отношениями алканов к аренам, с пониженным отношением циклогексана к метилциклопентану может свидетельствовать о влияния фильтрации на состав их низкомолекулярной части. Дополнительным свидетельством миграционной (фильтрационной) природы нефтей с низкими концентрациями легких аренов является также локализация их в неокомских наименее погруженных отложениях в западных и центральных районах Западной Сибири. Кроме того, пониженные концентрации легких аренов в составе нефтей и конденсатов могут быть обусловлены преимущественно аквагенным исходным типом нефтематеринского ОВ.
Выводы:
Выявленная связь между преобразованностью ОВ и нефтегазоносностью вмещающих толщ позволяет использовать данные о катагенезе ОВ для оценки перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов. При этом уровень зрелости ОВ рассматривается только как показатель возможной нефтегазоносности при прочих равных условиях, благоприятных для формирования и сохранения залежей УВ. Вполне очевидно, что осадочные отложения могут находиться в главной зоне нефтеобразования, но не содержать промышленных скоплений нефти. Менее вероятно обратное соотношение - наличие нефтяных залежей в сильно преобразованных толщах, за исключением вторичных залежей.
Геологические условия, генетический тип исходного ОВ играли немаловажную роль в распределении на территории Западной Сибири зон преимущественно нефте- и газонакопления. Так в наиболее погруженных и прогретых отложениях на севере и северо-востоке из ОВ с существенной гумусовой составляющей формировались залежи УВ флюидов при активном влиянии фазово-ретроградных процессов. В этих районах локализовались
главным образом залежи конденсатов и легких нефтей. В центральных и южных районах Западной Сибири, где источником нефтей было ОВ преимущественно сапропелевого генезиса, находившееся в менее жестких термобарических условиях, формировались в основном нефтяные залежи.
Никаких значимых различий в параметрах фазового состояния УВ флюидов по составу бензиновой фракции, за исключением ее суммарного содержания в нефти, на региональном уровне выявить не удалось. Однако аномально высокие концентрации легких аренов являются значимым критерием остаточного типа конденсатов или газоконденсатного генезиса нефтей. По-видимому, более четко различия в индивидуальном УВ составе легкокипящих УВ нефтей и конденсатов будут проявляться для локальных зон нефтегазонакопления, например для многопластовых месторождений, где максимально исключается влияние на состав УВ флюидов других факторов.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Геохимия нефтей северных районов Среднего Приобья / Л.С. Борисова и др. // Геология и геофизика. - 2000. - № 11. - С. 1594-1607.
2. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере
чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба) / Н.Б. Вассоевич // Труды
ВНИГРИ. - 1958. - Вып. 128. - С. 9-220.
3. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975. - 679 с.
4. Гурко Н.Н. Индивидуальный состав легких бензиновых фракций
термодиффузионного разделения природного конденсата Уренгойской площади / Н.Н. Гурко, В.Ф. Васильева // Геология нефти и газа. - 1995. - № 2. - С. 35-37.
5. Конторович А.Э. Геохимические методы количественного прогноза
нефтегезоносности / А.Э. Конторович. - М.: Недра, 1976. - 250 с.
6. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич и др. - М.: Недра, 1988. - 304 с.
7. Соболев В.С. Геологическая информативность параметров индивидуального состава нефтей в связи с их геохимической классификацией / В.С. Соболев, Л.Ф. Степина, В.Ф. Васильева // Актуальные вопросы геохимии нефти и газа. Сб. науч. тр. - Л., ВНИГРИ, 1984. - С. 26-39.
8. Соболева Е.В. Генетические особенности и перспективы поисков нефтяных скоплений на Ямале / Е.В. Соболева, Л.В. Строганов // Геология нефти и газа. - 1993. - № 6. - С. 6-10.
9. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов / И.С. Старобинец. - Л.: Недра, 1974. - 152 с.
10. Фомин А.Н. Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности юрских, триасовых и палеозойских отложений Западно-Сибирского мегабассейна / А.Н. Фомин, А.Э. Конторович, В.О. Красавчиков // Геология и геофизика. - 2001. - № 11. - Т.42. - С. 1875-1887.
11. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмахчев. - М.: Недра, 1983. - 231 с.
© Л.С. Борисова, А.Н. Фомин, Е.А. Фурсенко, 2007
