CC BY
45
УДК 550.4:552.578.2
В. Е. Бобров, В. В. Тихомиров
Вестник СПбГУ. Сер. 7, 2003, вып. 3 (№23)
ГЕЛИЙ КАК КРИТЕРИЙ ФОРМИРОВАНИЯ СОСТАВА НЕФТЕЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА1
Введение. Первый анализ распределения гелия в нефтях выполнен в России в 1968 г. [1]. Он показал, что нефти имеют 0,05-300 мл-л-1 гелия, что почти в 10 раз выше, чем в пластовых водах, и очень высокие парциальные давления (0,08-0,064 кПа). В 1973 г. К. Б. Аширов, Н. И. Данилова, В. И. Данилов, А. Я. Литовченко и В. М. Сурудин опубликовали статьи, в которых рассмотрели распределение гелия в нефтях Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (НРБ), однако сделали разные выводы. В [2] они объяснили рост содержания Не в нефтях его поступлением из пород фундамента, а в [3, 4] те же изменения концентраций Не — дегазацией нефтей при вертикальной миграции. В том же году Л. М. Абрамова [5] также связывает содержание Не в нефтях с их дегазацией, степень которой ставит в зависимость от мощности непроницаемых покрышек. За рубежом первые данные по содержанию благородных газов в нефтях опубликованы в работах [6, 7] и относятся к Парижскому и Центрально-европейскому НРБ. Однако их авторы исследовали пробы, отобранные не глубинным пробоотборником, а через сепаратор на устье скважин. Поэтому они имели дело не с пластовой нефтью, а со смесью дегазированной нефти, природного газа и пластовых вод. Доля воды в данных смесях достигала 14-88%, а содержание кислорода в природном газе — 0,7%. Тем не менее было отмечено присутствие в нефтях мантийных и избыток радиогенных изотопов Не.
Таким образом, содержание Не в нефтях рассматривается как результат двух конкурирующих процессов — накопления вследствие радиоактивного распада и массообме-на с пластовыми водами и потерь при дегазации. Задачей настоящей работы является оценка относительной роли указанных процессов и возможности использования Не для решения вопросов формирования нефтяных месторождений.
Геологические условия. Продуктивным на территории Волго-Уральского НГБ является средне-верхнепалеозойский комплекс, который включает: терригенные и терригенно-карбопатные породы среднего девона; карбонатные образования верхнего девона, карбона и нижней перми с подчиненным развитием терригепиых пород в разрезах визейского и московского ярусов; отложения карбонатно-сульфатные в нижней и верхней перми и континентальные песчано-глинистые —в верхней. В этих на 90% морских отложениях преобладают карбонатные (60%) и существенную роль играют соленосные (10%) породы.
В целом на территории Волго-Уральской провинции открыто более 500 месторождений, содержащих свыше 1400 залежей нефти и газа. Промышленная нефтеносность связана с девонскими и каменноугольными отложениями, а газоносность — с пермскими.
Методы исследования. Работы проведены на основе результатов глубинного опробования пефтей лабораториями ОАО «Гипровостокнефть», которые были опубликованы в качестве руководящих материалов в 1974-1983 г. [8-11]. Все исследованные нефти отбирались глубинными пробоотборниками с забоя фонтанирующих скважин при режиме, обеспечивающем однофазное состояние пробы. Нефти исследовались в соответствии с требованиями ОСТ 39-112-80 «Типовое исследование пластовой нефти». В подавляющем большинстве проб (87%) содержание воды не превышало 3%.
1 Работа выполнена при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (проект № 00-05-65404).
© В. Е. Бобров, В. В. Тихомиров, 2003
Анализ нефтяного газа выполнялся в соответствии с требованиями ГОСТ 14920-69. Содержание гелия с 1965 г. определялось на хроматографе «ХЛ-4» по методике, разработанной в ОАО «Гипровостокнефть». Чувствительность прибора по гелию составляет 0,0023% объема, а относительная ошибка анализа не превышает ±3%. В период с 1965 по 2001 г. концентрация Не установлена почти в 680 глубинных пробах из 392 залежей нефти Волго-Уральского НГВ. В настоящей работе содержание Не рассматривается в кубических метрах па 1 т дегазированной нефти.
Были использованы средние концентрации Не в отдельных залежах нефти. Так как Не в этих залежах распределен неравномерно, достоверность данных заметно зависит от количества опробований. Это важно, так как большая часть залежей (73%) исследована 1-2 пробами. К. Б. Аширов, В. И. Данилов, Н. И.Данилова, А. Я. Литовченко, О. А. Малахова, В. М. Сурудин [12-15], которые анализировали вариации Не в залежах, к сожалению, пользовались его концентрациями не в нефтях, а в их природных газах. Потому их работы имеют ограниченное значение.
Для оценки вариации концентраций Не внутри залежи были исследованы статистические параметры его содержания в 5 залежах, опробованных 10 раз и более. Результаты показали, что разброс значений и величины стандартного отклонения растут вместе со средним значением концентрации. Поэтому коэффициент вариации в меньшей степени зависит от концентрации Не в залежи и может быть принят для объемных концентраций равным приблизительно 0,28.
Анализ данных. Концентрации Не в нефтях Волго-Уральского НГБ находятся в очень широком интервале —от 0,00035 до 1,94 м3-т-1. Статистические параметры концентраций Не в нефтях пород разного возраста даны в табл. 1. Из ее данных следует, что наблюдаемые средние концентрации Не в нефтях быстро увеличиваются с возрастом вмещающих пород. В итоге содержание Не в среднедевонских нефтях почти в 44 раза выше, чем в пермских. Столь широкий диапазон нельзя объяснить только возрастом пород. Вероятно, необходимо учитывать влияния пород фундамента на больших глубинах и интенсивного водообмена у поверхности.
Таблица 1. Статистические параметры распределения концентраций Не в нефтях (м3 т-1) коллекторов разного возраста
Параметры в2 Оз С1 с2 Р1
Число залежей 25 79 154 62 5
Среднее значение 0,1132 0,0575 0,0100 0,0094 0,0026
Медиана 0,0584 0,0384 0,0083 0,0055 0,0023
Минимум 0,0086 0,0014 0,0003 0,0004 0,0009
Максимум 0,4971 0,2726 0,1068 0,0951 0,0050
На рис. 1 видно, что концентрация Не в исследованных нефтях Волго-Уральского НГБ также динамично растет с глубиной. При аппроксимации наблюдаемой логарифмической зависимости кубической функцией коэффициент корреляции Я достигает 0,76. Эта зависимость лучшим образом выражена на больших глубинах. На глубинах менее 1600 м, где в нефтях N2 часто больше, чем СН4, низкое содержание Не зависит от глубины в меньшей степени. Однако такая зависимость может быть следствием дегазации. Прямым показателем степени дегазированности нефтей является величина их газового фактора. На рис. 2 показана логарифмическая зависимость между концентрацией Не и газовым фактором С). Эта связь лучше выражена в газонасыщенных нефтях и ослабевает при содержании газовой фазы менее 10 м3-т-1, когда в ее газовом
№
0,5
0
-0,5 -1 -1,5 -2 -2,5 -3 -3,5
2,5
3,5
4
Рис. 1. Зависимость содержания Не в нефтях (м3-т-1) от глубины их залегания Н (м).
1 — нефти, в которых N2 > СН4; 2— нефти, в которых К2<СНЦ. А — кривая аппроксимирующей функции Не = 4, 37(^ Я)3 - 36, 1 х
Я)2 + 97, 6 Н - 88, 8 при Я, = 0,76.
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
1ев
Рис. 2. Зависимость концентрации Не в нефтях Волго-Уральского НГБ (м3-т-1) от величины их газового фактора <Э (мЗ-т-1).
А — кривая аппроксимирующей функции ^ Не = —0,18х + 1,21(^<3)2 - 1,36^(5-2,22 с Я = 0,88; В — кривая функции смешивания.
составе часто преобладает N2. При аппроксимации тренда кубической функцией Я достигает 0,88 и заметно увеличивается, когда используются более достоверные средние концентрации гелия (по 3-10 пробам).
Так как величина больших газовых факторов обеспечивается в основном содержанием растворенного СН4 и его гомологов, логично рассмотреть связь между концентрациями самых летучих компонентов в составе нефтей, Не и СН4. На рис. 3,/ показана логарифмическая зависимость между ними, которая также имеет очень жесткий характер, и величина Л при ее аппроксимации кубической функцией достигает 0,88. Аналогичная, но менее жесткая зависимость наблюдается между содержаниями Не, с одной стороны, и СгНб, СзН§ и С4Н10 — с другой (см. рис. 3,11). Зависимости концентрации Не от содержания углеводородов лучше выражены при высокой газонасыщенности и хуже —при низкой. Лишь когда содержание СН4 или СзН§ меньше 1 м3-т-1 и ниже, чем N2, концентрация Не в нефтях почти не меняется и стремится к 0,003 м3-т-1.
Указанные зависимости свидетельствуют, что концентрации Не в нефтях в большей мере зависят от их газового состава, чем от возраста вмещающих пород или положения в геологическом разрезе. Такая связь Не с газовыми углеводородами в составе нефтей
1«Не
0,5
-0,5
111
~2,5
-3
-3,5
№ 1,0
0,5
0,0
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
-2,5
-3,0
-3,5
-2,0 -1,5 -1,0 -0,5 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
'§с3н8
■0,5 0 0,5 1 1,5
Рис. 3. Зависимости концентрации Не от содержания СН4 (/), С3Н8 (II) и N2 (III) (м3-т-1) в нефтях Волго-Уральского НГБ.
А— кривые аппроксимирующих функций: I— 1ёНе = -0, 045(^СН4)3+0,33(^СН4)2+0, 26^СН4-2,58 с Н = 0, 88, // - ^ Не = 0, 076(^ С3Н6)3 + 0, 35х СзНб)2 + 0,24 ^СзНя - 2,59 с Я — 0,83; Б-кри-вые функции смешивания.
возможна только в том случае, если его содержание определяется не его генетическими факторами, а его термодинамическими свойствами и процессами формирования состава нефтей.
N2 в нефтях Волго-Уральского НГБ так много, что при их низкой газонасыщенности его часто больше, чем СН4. В пластовых газах Волго-Уральского НГБ, согласно работе [16], концентрации Не и N2 связаны прямой зависимостью с Л = 0,874. Однако в исследованных нефтях, как видно на рис. 3, III, такая зависимость отсутствует. Более того, концентрация N2 в нефтях не связана ни с содержанием СН4, ни с величиной газового фактора. Отсутствует и какая-либо заметная связь между количеством Не и составом жидкой фазы нефтей.
Таким образом, можно предположить, что распределение Не в нефтях Волго-Урэльского НГБ зависит не столько от характера, возраста и положения в разрезе вмещающих их пород, сколько от физико-химических процессов и свойств растворенных в них газовых компонентов. В этом случае наряду с другими летучими компонентами Не может использоваться как показатель процессов формирования нефтей.
Интерпретация данных. Характер вмещающих нефть пород, их возраст и положение в разрезе контролируют те генетические факторы накопления Не, которые определяют его максимальное потенциальное содержание. Процессы дегазации и смешивания нефтей разного состава сопровождаются потерей и перераспределением Не, что вызывает понижение его концентрации.
Потенциальное содержание радиогенного гелия в нефтях. Можно выделить три основных источника Не в нефтях: атмосферный, радиогенный и мантийный. По данным работы [17], соотношение 3Не/4Не в составе газовых залежей Волго-Уральского НГБ лежит в интервале 0,6Т0~8-3-10-8, а в девонских нефтях Ромашкин-ского месторождения —1,3510-8-1,8-10-8. Это свидетельствует о том, что атмосферный и мантийный Не, если и присутствуют, то в столь ничтожных количества«, что ими можно пренебречь. Практически весь Не в исследуемых нефтях имеет радиогенную природу.
В процессе самопроизвольного распада каждый атом и дает 8 ядер Не, а атом ТЪ — 6. Это позволяет достаточно надежно оценить интенсивность поступления радиогенного Не в поровое пространство пород с помощью уравнений
ъи = кцрс-,
п
д=11,9- 1(Г8и + 2, 88 • 1(Г8ТЬ.
Здесь хи — дебит поступления Не в поровые флюиды из скелета пород (см3-см-3-год-1); А; —доля Не, теряемого минеральным скелетом, от общего количества, образуемого в нем; п —общая пористость породы (доли единицы); рс — плотность скелета породы (г см-3); и и Т —весовые содержания урана и тория в породе (г г-1). По многочисле1шым оценкам [18], величина д находится в интервале от 310-13 до 7-10-13 см3 год-1 на 1 г породы. Поэтому максимальное количество радиогенного Не, которое могло поступить в единицу объема порового пространства из осадочной породы за время можно принять равным
УНе = 5- 10~13рс^— п
Радиогенный Не в поровом пространстве распределяется между нефтью и пластовой водой. Предположим, что нефть занимает некоторую долю объема порового пространства, равную а. Тогда на каждую единицу объема нефти приходится в ¡3 раз ббльший объем поровой воды,
а
В условиях пласта объем Уне распределяется между нефтью и водой так, что
И* »22414. а + (1)
где Л^н и Л^в — мольные доли Не в составе нефти и воды; рн и рв — плотности нефти и воды в пластовых условиях (г-см-3); Мн—средний молекулярный вес пластовой нефти. Величины N¡1 и Nв при равновесии связаны уравнением
а объемная концентрация Не в 1 т нефти равна
22414
Не
Мн
Здесь Кнв — коэффициент распределения (константа равновесия) Не между нефтью и во-
З-li
дой, а Не — содержание гелия в нефти (м Комбинируя уравнения (1)—(3), получим
Не:
(р„ + Мп-
8ЛГнв
КНе
(4)
В Волго-Уральском НГБ в качестве нефтематеринских, как правило, рассматривают осадочные породы, прежде всего богатую битуминозным органическим веществом глинисто-карбонатную доманиковую фацию девона. Тогда максимальный абсолютный возраст пластовой нефти в толще Волго-Уральского НГБ не должен превышать 400 млн лет. Средняя открытая пористость девонских коллекторов-песчаников — 23%, а пористость нефтематеринских пород примем равной 10%. Плотность скелета этих пород, вероятно, мало отличается от 2,6 г-см~3. Средняя плотность пластовой нефти девона—около 0,82 г-см-3, а соответствующий средний молекулярный вес —144 г-моль-1. Подземные воды представляют собой рассолы, и их плотность можно принять равной 1,1 г-см—3. Если генерация нефти связана с протокатагенезом органического вещества на глубинах около 3 км, то ее максимальная температура не превышала 90°С, а давление достигало 30 МПа. В этих условиях константа распределения Не между нефтью и газом может быть принята, согласно работам [19-21], равной приблизительно 10, а аналогичная константа распределения Не между газом и водой, по данным [22], —около 400. Тогда Кнв = 40.
. Не, м3 ■ т"1 0,025 г
0,020
0,015
0,010
0,005
0,000
-2,0 -1,5 -1,0 -0,5 0,0 lg а
Рис. 4- Зависимости допустимых концентраций Не в нефтях от их относительного содержания в поровом пространстве при пористости 0,10 (1) и 0,23 (2).
Эти параметры и уравнение (4) позволяют оценить предельные концентрации Не, которые возможны в нефтях Волго-Уральского НГБ, если последние образовались в толще палеозойских осадочных пород. На рис. 4 показаны границы допустимых концентраций Не как функции пористости и объемной доли нефти в поровом пространстве. На нем видно, во-первых, что эти допустимые концентраций Не в нефтях ограничены двумя кривыми. Верхняя из них соответствует накоплению радиогенного Не в нефтях, никогда не покидавших нефтематеринскую породу. Нижняя характеризует накопление того же Не в условиях песчаных коллекторов девона. Поэтому, чем раньше нефть
покинула нефтематеринскую породу, тем ниже должна быть величина допустимой концентрации Не. Во-вторых, в процессе концентрирования нефтей и формирования их залежей темп поступления радиогенного Не в них снижается. Если бы нефть всегда существовала в виде залежей, содержание Не в ней было бы в интервале 0,002-0,006 м3-т-1. Отсюда чем больше возраст залежи, тем уже диапазон возможных концентраций в ней радиогенного Не, образованного осадочной толщей.
В рассчитанный интервал предельных концентраций Не попадают средние значения только пермских и каменноугольных нефтей (см. табл. 1). Как видно на рис. 2 и 3, большинство величин концентрации Не лежит выше них. Исключением являются минимальные концентрации Не, около 0,003 м3-т-1, которые на рис. 3, /, //мало зависят от содержания СН4 и его гомологов. Можно предположить, что это совпадение не случайно.
Дегазация нефти. Большинство нефтей Волго-Уральского НГБ недонасыщено газом. Несмотря на то, что давление насыщения нефтей мало зависит от глубин их залегания, участие процессов дегазации в формировании состава нефтей почти не вызывает сомнений. Можно ли объяснить зависимости на рис. 2-3 только этими процессами?
1ёНе-1ёСН4
.1_I_1_I_1_г>| X I I
-1,5 -1,0 -05 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
1§СН4
Рис. 5. Зависимость соотношения Не/СНд от содержания СН4 в нефтях Волго-Уральского НГБ.
1 — нефти, в которых N2 > С Н4; 2 — нефти, в которых N2 < СН4. А — прямая аппроксимирующей функции ^(Не/СН4) = —2,43 — 0, 80 ^СЩ с Я = 0, 78 для нефтей, в которых N2 >СН4.
Не и N2 относятся к числу наименее растворимых в нефтях компонентов. Как показывают данные работы [19], константы распределения N2 между газом и нефтью в 2-3 раза меньше аналогичных констант Не, а константы СН4 в 3-4 раза меньше констант N2. Из-за этого в процессе дегазации Не теряется быстрее N2, а последний — быстрее СН4, что вызывает уменьшение не только содержания СН4, Не и N2, но и величин соотношений N2/(^4, Не/^, Не/СН4, Не/СгНб и т. д. в остающейся газовой фазе. На самом деле эти соотношения по мере уменьшения содержания СН4 не уменьшаются, а растут. Обратная логарифмическая зависимость между соотношением Кг/СЩ и содержанием СН4 имеет Я = 0, 93, что подтверждает лишь относительное постоянство концентрации N2 в нефтях Волго-Уральского НГБ. На рис. 5 зависимость между соотношением Не/СН4 и содержанием СН4 также имеет заметный обратный характер, что особенно очевидно в нефтях с преобладанием N2. Такая зависимость также свидетель-
ствует не о дегазации нефти, а о некоторой стабильности концентрации Не, особенно при низком содержании СН4.
Кроме того, если бы наблюдаемое распределение Не было связано только с дегазацией, то его начальная концентрация для большинства нефтей превышала бы, как минимум, 1 м3-т-1 при С} > 1000 м3 т-1. Поэтому наблюдаемые взаимоотношения Не, N2 и легких углеводородов трудно объяснить только процессами дегазации нефтей, образованных в границах осадочного чехла.
Смешивание. Обращают на себя внимание следующие факты: 1) отсутствие связи между содержаниями N2 и легких углеводородов; 2) наличие зависимости концентрации Не от относительного содержания N2 и СН4 в нефтях. Это может указывать на существование в составе нефтей двух разных независимых газовых составляющих: азотной и метановой. Первая характеризуется низким газовым фактором, содержит преимущественно N2, мало СН4, СгНб, С3Н8 и минимальное количество Не, вторая — высокими газовыми факторами, содержит много СН4, его гомологов и радиогенного Не. Тогда все наблюдаемое разнообразие газового состава нефтей можно представить как результат смешивания двух разных углеводородных флюидов. Для определения характера смешиваемых газовых составляющих рассмотрим состав нефтей с самой высокой (С} > 500 м3-т-1) и с самой низкой (С} < 10 м3-т-1) газонасыщенностью (табл. 2).
Если нефть представляет собой смесь двух разных флюидов, то количество любого газового компонента в ней можно определить по уравнению
Сг = аСн + (1-а)С2», (5)
где а — весовая доля первого флюида; Си и С2г — содержание компонента г в первом и втором флюидах соответственно. Уравнение (5) позволяет, используя средние данные табл. 2, смоделировать зависимости между газовыми компонентами при смешивании нефтей. Результаты моделирования показаны на рис. 2 и 3, I, II кривыми В. Близкое расположение линий А и В на рис. 2 и 3, / говорит о том, что смешивание может частично объяснить наблюдаемое взаимоотношение газовых компонентов в нефтях Волго-Уральского НГБ.
Таблица 2. Содержание и соотношение газовых компонентов в нефтях разной газонасыщенности
Азотная составляющая Метановая составляющая
Компоненты при содержании СН4 <10 м3 т-1 при содержании СН4 > 500 м3-т-1
Диапазон Среднее значение Диапазон Среднее значение
СН4 0,02-2,4 0,9 366-6122 1654
СгНб 0,02-2,2 0,8 102-716 252
с3н8 0,01-2,4 0,7 49-297 110
N2 0,5-8,1 3,3 6,1-27,1 13,6
Не 0,0005-0,0062 0,0030 0,32-1,94 1,03
Суммарное
содержание С} 2,5-9,6 6,4 596-7532 2159
Смешиваемые нефти. Носителем азотной составляющей, очевидно, является дегазированная нефть. Носителем метановой составляющей может быть пластовая нефть с высоким газовым фактором или даже пластовый газ со значительным содержанием конденсата. Чтобы лучше понять природу флюидов-носителей, рассмотрим, как зависят друг от друга соотношения Не/^ и Не/СН4 в пластовых нефтях разной газонасыщенности.
18Не-^СН4 /
^Не - 1ёНе -
Рис. 6. Зависимости отношений Не/СЩ (/) и Не/СзНд (II) от Не/Иг в нефтях разной газонасыщенности <3-
1 — <Э< 10 м3-т~1; 2— 10 < <5 < 100 м3 т-1; 3—<2 > 100 м3-т-1. А — линии аппроксимирующих функций ДЛЯ нефтей с <2 > 100 м3 т-1: I — ^(Не/СН4) = 0, 05(^ Не/Г^)3 +0,168(^ Не/К2)2 +0,35х Не/Ы2) - 2,67 с Я = 0, 61; Л - ^(Не/С3Н8) = 0,Не/М2) - 1, 4 с Я = 0, 87.
На рис. 6, / видно, что характер этой зависимости меняется с увеличением газонасыщенности нефтей. В нефтях с (5 < 10 м3-т-1, где преобладает N2, соотношение Не/Кг имеет значение около 0,001 и почти не зависит от Не/СЩ. Почти все эти нефти распространены в каменноугольных отложениях. Исключением является одна залежь паший-ского горизонта Восточно-Никольского месторождения с очень низким газовым фактором и ничтожным содержанием N2. Поэтому на рис. 6, / точка, соответствующая этой нефти, оказалась крайней справа в своей выборке. Обращают на себя внимание нефти пермских коллекторов, которые имеют очень низкие отношения Не/СЩ (менее Ю-4). Минимальное значение Не/СЩ (3,62-Ю-5) среди них у нефти с = 138 м3-т-1 из ар-тинского яруса Оренбургского месторождения. Их точки (светлые квадраты) расположены в самой нижней части рис. 6,/, почти в створе с трендом выборки < 10 м3-т-1. Это дает повод рассматривать пермские нефти вместе с каменноугольными, в которых < 10 м3-т-1. Напротив, в нефтях с С} > 100 м3-т-1, распространенных преимущественно в девонских коллекторах, величины сравниваемых отношений связаны прямой зависимостью.
Таким образом, газовые составляющие отличаются не только составом, но и характером зависимости между газовыми компонентами в них. Поэтому сравним их по распределению Не, N2 и СН4 относительно значительно менее летучего, но более растворимого и стабильного по содержанию в нефти СзНв- Характер такого распределе-
^СН4
Рис. 7. Зависимости величины отношения Не/СзНю от содержания метана в нефтях с <Э < 10 (.7) и <3 > 100 (£).
Линии аппроксимации: А — для нефтей с <3 < 10 м3 т-1 функция ^(Не/СзНю) = -0,73^СН4 - 2,43 с Я = 0,79; В-для нефтей с <2 > 100 м3-т-1 функция ^(Не/СзНю) = -0, 43(^ СН4)2 + 2, 66(^ СН4) - 6,1 с Я = 0, 78.
ния показан на рис. 6, II и 7. Зависимость между соотношениями на рис. 6, II имеют более определенный характер, чем на рис. 6,1. При этом связь между отношениями Не/СзНй и Не/^ в дегазированных нефтях почти отсутствует, а в газонасыщенных имеет Я = 0, 87. Потому и разница между сравниваемыми газовыми смесями становится более очевидной. Анализ взаимоотношений в них газовых компонентов на рис. 6 и 7 позволяет сделать следующие выводы.
В азотной газовой составляющей концентрации Не и N2 меняются в очень узком диапазоне. Содержание ее Не находится в интервале 0,0005-0,0063 м3-т-1, составляя в среднем 0,0026 м3-т-1. Потому соотношение Не/^ в этой смеси меняется от 0,0003 до 0,006 при среднем значении около 0,001 и не зависит ни от газонасыщенности, ни от содержания СН4 и его гомологов. Величины соотношений СН4 и его гомологов в этой смеси, в свою очередь, не связаны с количеством Не и N2. Таким образом, в данном случае имеем смесь относительно постоянных объемов N2 и Не с переменным объемом СН4 и его гомологов, вследствие чего величины соотношений Не/СН4 и Не/СзНв находятся в обратной зависимости от содержания СН4 и его гомологов (см. рис. 5 и 7). Можно предположить, что азотная газовая составляющая принадлежит нефтям очень глубокой и достаточно древней дегазации, которая привела к почти полной потере СН4, его гомологов и, следовательно, Не. Большая часть радиогенного Не в таких нефтях накоплена после дегазации. Потому его концентрация в них почти точно соответствует тем предельным значениям, которые девонские породы способны обеспечить, и не зависит от содержания СН4 и его гомологов. Для этого необходимо, чтобы дегазация завершилась почти .400 млн лет назад.
В метановой составляющей содержание Не меняется в очень широком диапазоне и достигает почти 2 м3-т-1. Более того, оно находится в прямой зависимости от содержания метана и его гомологов. Важно, что в данной составляющей все газовые компоненты взаимно связаны между собой. Чем больше величины отношений Не к СН4,
С2Н6, СзН8 или С4НЮ, тем выше Не/^. При этом чем тяжелее гомолог метана, тем выразительней такая зависимость. В случае С4Н10 ее Я = 0, 9. Чем больше величины отношений СН4 к С2Н6, С3Н8 или С3Н8, тем выше Не/СН4. Это означает, что поведение Не данной газовой смеси определяется преимущественно его физико-химическими свойствами. Как видно на рис. 7, значение отношения Не к СзЩ растет по мере увеличения концентрации СН4. Такое поведение газовых компонентов может быть следствием дегазации нефти, так как одновременно снижаются и содержания СН4, Не, и величины соотношений Не/^, Не/СЩ, Не/С2Нб и т.д.
Следовательно, общее поведение Не в нефтях Волго-Уральского НГБ можно объяснить как результат смешивания двух генетически разных типов нефтей: более древних, одинаково сильно дегазированных, и более молодых, дегазированных в разной степени.
Заключение. Анализ распределения радиогенного Не в пластовых нефтях показывает прежде всего, что его содержание даже в нефтях древней платформы определяется в основном процессами их дегазации и смешивания. Процессы генерации и накопления радиогенного Не играют второстепенную роль. Это означает, что концентрации Не могут использоваться для решения вопросов формирования состава пластовых нефтей.
Исследование распределения Не и других газовых компонентов в нефтях Волго-Уральского НГБ показывает, что их состав является результатом смешивания двух разных типов нефтей. Один из них, распространенный в верхней части разреза, образовался очень рано и почти полностью дегазирован; второй, преимущественно в нижней части разреза, появился позже и характеризуется не только широким диапазоном газонасыщенности, но и высоким избыточным содержанием радиогенного Не. Разница составов жидких фаз этих типов нефтей, возможно, недостаточно велика, чтобы влиять на состав жидкой фазы при смешивании.
Данные выводы не совпадают с существующими представлениями о генезисе нефтей в Волго-Уральском НГБ. Т. А. Ботнева, С.П.Максимов и Р.Г.Панкина выделили здесь четыре независимых генотипа нефтей (девонский, нижне- и среднекаменноуголь-ный, пермский), а К. Б. Аширов, В. А. Белерова, Г. П. Сверчков и другие указывают на один, связанный с доманиковыми фациями среднего девона. Однако эти выводы могут соответствовать данным работы [23], согласно которым в пермско-карбоновых залежах Волго-Уральского НГБ N2 в среднем на 20°/00, а углерод СН4 на 8°/00 изотопно тяжелее, чем в девонских.
Анализ распределения Не и других газовых компонентов допускает существование двух генетических типов нефтей в Волго-Уральском НГБ. Они могут обладать следующими свойствами.
Полностью дегазированная нефть распространена в верхней, подсолевой части разреза, в пермских и каменноугольных отложениях, на глубинах не более 3000 м, преимущественно в периферийных частях бассейна. Она, видимо, относительно тяжелая (около 0,9 г-см~3) с повышенным содержанием серы (до 4,5 вес.%), силикагелевых смол (до 26%), асфальтенов (до 12%) и очень низким газовым фактором (обычно менее 10 м3-т-1). В ней почти отсутствует СН4 (обычно менее 3 м3-т-1"), и в газовой фазе часто преобладает N2. Возможно, она имеет изотопно тяжелые N2 и углерод СН4. Содержание Не в ней не зависит от газонасыщенности, относительно стабильно и в среднем равно 0,0026 м3-т-1, т.е. почти соответствует тому количеству радиогенного Не, которое могло образоваться в нефтяных залежах за время их существования в палеозойских осадочных породах (см. рис.-4).
Нефть с широким диапазоном газонасыщенности распространена преимущественно в нижней части разреза, в каменноугольных и девонских отложениях, на глубинах до
4500 м в наиболее погруженных частях бассейна. Она содержит меньше серы, силика-гелевых смол и особенно асфальтенов. Концентрации всех газовых компонентов в ней зависят от величины газового фактора. Эта нефть, вероятно, обладает изотопно более легким N2 и углеродом СН4. Содержание Не в ней увеличивается вместе с ростом газового фактора и достигает почти 2 м3-т-1, что почти в 1000 раз выше того, что могли бы обеспечить палеозойские осадочные породы (см. рис. 4).
Summary
Bobrov V. Ye., Tikhomirov V. V. He as a criterion of oil composition in the Volga-Ural oil-gas basin.
The authors show that He content in oils is basically due to processes of mixing oils and their degasification even in those of the Paleozoie platform. Generation and accumulation of He play a secondary role, so He concentrations can be indicative of oil composition forming. The study of He and other gas components in oils of the Volga-Ural basin allows the authors to regard the oil composition as a result of mixing two different oils. One, spread in the upper part of the section, had generated much earlier and got completed aegasifiea. Anotner, in ami у occumng m ^^ows part of the section appeared later to have a wide range of gas factors and high surplus contents of radiogenic He. The difference in the fluid phase compositions of these oils was, probably, not sufficiently great to influence that of their mix.
Литература
1. Якуцени В. П. Геология гелия. JI., 1968. 2. Аширов К. Б., Данилов В. И., Сурудин В. М. Распределение гелия по стратиграфическому разрезу многопластовых нефтяных месторождений Куйбышевской области // Геология нефтяных месторождений: Труды Гипровостокнефть. Вып. XVII. М., 1973. 3. Аширов К. Б., Данилова Н.И., Данилов В. И. и др. О связи закономерностей распределения гелия в нефтях палеозоя Урало-Поволжья с формированием залежей // Геология и пефтегазоносность: Труды Гипровостокнефть. Вып. XIX. Куйбышев, 1973. 4. Аширов К. Б., Данилов В. И., Сурудин В.М. О распределении гелия в нефтяных и газовых залежах многопластовых месторождений Среднего Поволжья // Там же. 5. Абрамова Л. М. К вопросу зависимости гелиенасыщенности нефтей от мощности покрышек // Там же. 6. Ballentine С. J., O'Nions R.K., Coleman M.L. A Magnus opus: helium, neon, and argon isotops in a North Sea oil field // Geochem. et Cosmochem. Acta. 1996. Vol. 60, N 5. 7. Pinti D.L., Marty B. Noble gases in crude oils from the Paris basin, France // Geochem. et Cosmochem. Acta. 1995. Vol. 59, N 16. 8. Физико-химические свойства и состав нефтей и газов. Куйбышев, 1974. 9. Физико-химические свойства и состав нефтей и газов. Вып. II. Куйбышев, 1975. 10. Физико-химические свойства и состав нефтей и газов. Вып. III. Куйбышев, 1977. 11. Физико-химические свойства и состав нефтей и газов. Вып. IV. Куйбышев, 1983. 12. Аширов К. Б., Данилова Н. И., Литовченко А. Я., Малахова О. А. Геохимическая дисперсия гелия по площади ряда нефтяных залежей Удмуртской АССР // Геология нефтяных месторождений: Труды Гипровостокнефть. Вып. XVII. М., 1973. 13. Аширов К. Б., Данилов В. И., Данилова Н. И. и др. Влияние дисперсии гелия по площади залежи на оценку средней гелиенасыщенности нефтей // Геология и пефтегазоносность: Труды Гипровостокнефть. Вып. XIX. Куйбышев, 1973. 14. Аширов К. Б., Данилов В. И., Данилова Н.И., Сурудин В.М. Неравномерность распределения гелия в отдельных нефтяных и газонефтяпых залежах // Там же. 15. Аширов К. Б., Данилов В. И., Сурудин В. М. Закономерности изменения гелиенасыщенности нефтей в пределах залежей // Геология нефтяных месторождений: Труды Гипровостокнефть. Вып. XVII. М., 1973. 16. Воронов А.Н., Вишнякова Г. И., Махмудов А.Х. Некоторые вторичные процессы обогащения залежей углеводородов инертными компонентами // Труды Всесоюз. пефт. науч.-исслед. геол.-развед. ин-та. Вып. 305. Л., 1971. 17. Воронов А. Н., Прасолов Э. М. Радиогенный аргон в газовых залежах северо-востока Волго-Уральской нефтегазоносной области // Геохимия. 1974. №11. 18. Тихомиров В. В., Яковлев О. Н., Яшенкова Л. К.
Гелиеносность пластовых газов на территории Тихоокеанского подвижного пояса и сопредельных древних платформ // Вестн. С.-Петерб. ун-та. 2001. Сер. 7: Геология, география. Вып. 4 (№31). 19. Якуцени В. П., Махмудов А.Х., Тихомиров В. В., Воронов А.Н. Условия существования залежей нефти и газа по данным об инертных газах // Труды Всесоюз. нефт. иауч.-исслед. геол.-развед. ин-та. Вып. 257. Л., 1968. 20. Федосеева О. И., Налшот А.Ю., Данилов В. И. О растворимости гелия в нефтях // Геология нефтяных месторождений: Труды Гипровостокпефть. Вып. XVII. М-, 1973. 21. Штоф М.Д. Расчет распределения гелия между газом и нефтью // Геология нефтяных месторождений: Труды Гипровостокнефть. Вып. XIV. М., 1975. 22. Природные газы осадочного чехла / Под ред. В. П. Якуцени Л., 1976. 23. Прасолов Э. М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. Л., 1990.
Статья поступила в редакцию 24 марта 2003 г.
