CC BY
82
УДК 550.46551.35
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА НЕФТЕЙ ПРИ ГИПЕРГЕНЕЗЕ
Т.Д.Виноградова, С.А.Пунанова (Институт проблем нефти и газа РАН)
В статье рассмотрены геохимические закономерности изменения состава нафтидов (нефтей и природных битумов) при гипергенных превращениях на примере нефтегазоносных бассейнов (НГБ) Канады, США, России, Казахстана, Туркмении, Австралии, Нигерии, Мадагаскара, Бразилии и Венесуэлы.
Показано, что биодеградация нафтидов включает несколько стадий воздействия с различной степенью деструкции классов УВ-соединений, и предложены критерии для оценки этих стадий. Выявлены значения микроэлементных показателей вторичных гипергенных процессов преобразования нефтей в залежах. Высокие концентрации тяжелых металлов в природных битумах и нефтях позволяют рассматривать их как комплексное сырье для добычи как УВ, так и сопутствующих им металлов. Предложено комплексирование органических и неорганических критериев дифференциации флюидов при гипергенезе для оценки и прогноза УВ-состава нефтяных скоплений и их металлогении.
Ключевые слова: нафтиды; гипергенез; биодеградация; УВ-состав; микроэлементы.
Проблема генезиса тяжелых нефтей, встречающихся на глубине до 2 км, является актуальной и однозначно нерешенной. Эти скопления представлены двумя группами: первичными незрелыми, раннеката-генетическими и вторичными гипер-генно измененными, образованными на более поздних стадиях катагенеза, а затем мигрировавшими на небольшие глубины и претерпевшими деградационные преобразования в залежах.
Ранее были рассмотрены геохимические закономерности состава УВ-скоплений ранней генерации и предложены критерии для распознавания нефтей этой генетической группы [1]. Настоящее исследование посвящено анализу и обобщению состава вторичных УВ-скопле-ний, выявлению их характерных особенностей и получению комплекса показателей, отражающих процессы влияния гипергенных процессов на нефтяные системы.
Образование вторично измененных нефтей связано с процессами гипергенеза, при которых в результате интенсивных восходящих движений нефти подвергаются процессам физического выветривания,
окисления, вымывания водами (промывания), биодеградации и осерне-ния. Явление гипергенеза нефтей под действием водного вымывания и бактериальной деятельности изучалось на примере месторождений различных НГБ российскими и зарубежными исследователями (Demai-son G.T., 1977; Milner C. et al., 1977; Price L.C., 1980; Гольдберг И.С., 1981; Тиссо Б., Вельте Д., 1981; Хант Дж., 1982; Peters K.E. et al., 1991, 1993; Грибков В.В., 1989; [10] и др.). Как показал анализ этих работ, процесс деградации нефти при гипергенезе существенно изменяет ее физический и химический состав, в результате чего происходит увеличение (Price L.C., 1980):
плотности нефти и ее отдельных фракций;
количества смол, асфальтенов и содержания N, S и О;
оптической активности нефти; содержания тяжелых металлов; доли нафтеноароматических УВ во фракции С15+в и снижение количества парафиновых УВ;
отношения изопарафины/м-ал-каны во фракциях и во всей нефти.
На фоне увеличения этих перечисленных параметров в составе
нефтей прослеживается уменьшениеГ:
количества бензиновых и керосиновых фракций с ростом доли фракции С15+в и выше;
отношения Н/С в нефти и во всех ее фракциях;
величины газового фактора (м3/т);
количества бензола и толуола во фракциях С4-С7.
В насыщенной части фракции С15+в наблюдается резкое падение доли парафиновых УВ (от 40-70 до 10 % и менее). Растет доля 3-, 4-, 5-, 6-циклических нафтенов. Распределение циклических УВ носит незакономерный характер. Парафиновое основание нефти сменяется нафтеновым (асфальтовым). Таким образом, состав нефти при ги-пергенезе и биодеградации трансформируется, изменяясь от легкой, парафиновой, низкосернистой до тяжелой, с нафтеновым и асфальтовым основанием, высокосернистой.
Приведем геологическую характеристику гипергенно измененных УВ-скоплений с указанием исследователей, изучавших состав деградированных нефтей на природных моделях с помощью современ-
Таблица 1
Общая геологическая характеристика рассматриваемых гипергенно измененных скоплений УВ
НГБ, регион, страна Месторождение Возраст коллектора Диапазон изменения глубины, м Авторы
Уиллистонский, Канада Броунинг, Хай-Пре-ри Ранний карбон 1250-1170 Evans O. et al.,1971; Bailey N. et al., 1973
Западно-Канадский, Канада Беллсхилл-Лейк, Пеликан, Атабаска Ранний мел 905-406 Деру Дж. и др., 1980; Brooks P. et al., 1988
Юинта, США Асфальты формации Грин-Ривер Средний палеоген 60-обнажение Reed W., 1977
Мадагаскарский (суббассейнМорондова), Мадагаскар Ранняя юра 2656-255 Rullkitter J. et al., 1982
Галф-Кост, Мексиканский залив, США Вест-Дельта Кайнозой 1505-513 Seifert W., Moldowan J., 1979
Сан-Хоакин, Калифорния, США Мидуэй-Сансет, Буэна-Виста Кайнозой 1470-300 Seifert W., Moldowan J., 1979
Карнарвон, Австралия Ранкин, Марди Мезозой 3130-77 [9]
Сан-Хорхе, Аргентина - Поздний мел - Philp R., 1983
Средне-Каспийский, Россия Старо-Грозненское Миоцен 1300-330 Петров Ал.А., 1984
Восточная Сибирь, Россия Оленекское Протерозой (венд), Пермь 1300-330 Каширцев В.А. и др., 1993; 1999; 2003; [3]
Волго-Уральский, Мелекесская впадина, Россия Ашальчинское, Сугушлинское, Пионерское, Екатериновское Пермь 350-35 Каюкова Г.П. и др., 1999
Восточно-Сахалинский, Россия Оха, Катангли, Уйглекуты, Эхаби Миоцен 634-40 Чахмахчев А.В., 1997; Попович Т.А., 2003
Потигуар, Бразилия - Мел 500-250 Duyck C. et al., 2008
Гвинейского залива, Нигерия - Миоцен 2500-1500 Akinlua A., Ajayi T.R., AdelikeB.B., 2007
ных методов анализа структур УВ-соединений (табл. 1).
Исследование УВ-состава неф-тей при процессах биохимической эволюции позволило констатировать следующее.
Биодеградация включает несколько стадий (уровней) воздействия на состав флюида с различной степенью деструкции классов УВ-соединений. Шкалы биодеградации нефтей с характеристикой ее уровней приводятся в работах ,Ж.Уо!к-тап е! а1. (1983), К.Е^егв е! а1. (1991), В.А.Каширцева и др. (1993,
2001), Т.А.Попович (2003). Суммируя данные, полученные этими авторами, а также результаты анализа природных моделей, можно выделить пять основных стадий деструкции соединений УВ (табл. 2): I — легкую (малую, слабую); II — среднюю (умеренную); III — высокую (сильную, экстенсивную); IV — очень высокую (очень экстенсивную); V — сверхвысокую (сверхэкстенсивную, экстремальную).
К примерам нефтей, испытавших легкую стадию биодеградации, относятся нижнекаменноугольные
нефти Уиллистонского НГБ и кайнозойские нефти Гвинейского НГБ. Примером нефтей, прошедших легкую и среднюю стадии биодеградации, являются нижнемеловые нефти Западно-Канадского НГБ (рис. 1), миоценовые нефти Старо-Грозненского месторождения (Средне-Каспийский НГБ), палеозойские нефти Мелекесской впадины (Волго-Ура-льский НГБ), меловые нефти Северо-Восточного НГБ Бразилии. Эоценовые нефти и битумы НГБ Юинта, нижнеюрские нафтиды НГБ Морондова (о-в Мадагаскар), кай-
Таблица 2
Шкала биодеградации с характеристикой уровней эволюции типичной зрелой нефти [1-4, 8-10]
Номер Стадии (степень) биодеградации Удаляемые соединения (подстадии) Примеры природных моделей различных регионов
I Легкая (слабая, малая) 1. Низшие гомологи «-алканов разрушены Нижнекаменноугольные нефти Уиллистонского НГБ, кайнозойские нефти Гвинейского НГБ
2. Общее исчезновение «-алканов
3. Только следы «-алканов
II Средняя (умеренная) 4. Разрушены «-парафины полностью, изопреноиды не затронуты Миоценовые нефти Средне-Каспийского НГБ, палеозойские нефти Волго-Уральского НГБ, меловые нефти Северо-Восточного НГБ Бразилии, нижнемеловые нефти Западно-Канадского НГБ
5. Ациклические изопреноиды отсутствуют (деградированы)
III Высокая (сильная, экстенсивная) 6. Регулярные стераны частично деградированы Кайнозойские нефти НГБ Галф-Кост, эоценовые нафтиды НГБ Юинта
7. Регулярные стераны деградированы полностью. Диастераны не затронуты
IV Очень высокая (очень экстенсивная) 8. Регулярные гопаны частично деградированы, появляются 25-норгопаны Миоценовые нефти Северо-Восточного НГБ Сахалина, кайнозойские нефти НГБ Калифорнии, мезозойские нефти НГБ Карнарвон (Австралия), нижнеюрские нафти-ды НГБ Морондова (о-в Мадагаскар), палеозойские и протерозойские битумы Оленекского поднятия (Восточная Сибирь)
9. Регулярные гопаны отсутствуют. Диастераны частично деградируют
V Сверхвысокая (сверхэкстенсивная) 10. Диастераны и ароматические стераны С26-С29 разрушаются. Протекает деметилирование три- и тетрацикланов Палеозойские и протерозойские битумы Оленекского поднятия (Восточная Сибирь), нефти Северного моря
нозойские нефти бассейнов США Галф-Кост и Калифорнии (рис. 2), мезозойские нефти НГБ Карнарвон (Австралия), миоценовые нефти Сахалина (Северо-Восточный НГБ), палеозойские и протерозойские битумы Оленекского поднятия (Восточная Сибирь) подверглись высокой и очень высокой стадии биодеградации (рис. 3).
Первичной считается типичная зрелая парафиновая нефть с избытком «-алканов (химический тип А-1). Химические типы нефтей (по классификации Петрова Ал.А., 1984) подразделяются на две категории — А и Б, каждая из которых образует две подгруппы — А-1 и А-2, в зависимости от относительной концентрации в них нормаль-
ных и изопреноидных алканов, и Б-1 и Б-2 по наличию или отсутствию изопреноидных алканов.
При слабой степени биодеградации (подстадия 1-1) в нефтях снижается количество «-алканов (в области м-С5-м-С1б), отмечаются небольшие изменения в составе УВ бензиновой фракции (С5-С8), хотя порядок распределения УВ («-гексан >
> 2-метилпентан > 3-метилпентан >
> 2-, 3-диметилбутан) и химический тип бензиновой фракции сохраняются. Растет содержание изопренои-дов и изоалканов. Распределение циклических УВ внутри ряда остается прежним на фоне роста цикла-нов. При этом сохраняются и частично увеличиваются отношения П/Ф и значения коэффициента К,
нафтеновый паспорт и общий химический тип нефтей А (А-1 ^ А-2).
При средней степени биодеградации (подстадия 11-4) «-алканы полностью разрушены, количество изопреноидов немного снижается, значительно увеличивается количество изоалканов, сохраняется отношение П/Ф. При этом меняется порядок распределения легких алка-нов в бензиновой фракции. Он представлен рядом 3-метилпентан > > 2-метилпентан > 2-, 3-диметил-бутан > «-гексан. Частично нарушается порядок распределения цикла-нов на фоне общего роста цикла-нов. Нефти представлены химическим типом Б-2. При средней степени биодеградации, на подстадии 11-5, в нефтях исчезают изопреноиды.
Рис. 1. ВЛИЯНИЕ БИОДЕСТРУКЦИИ НА СОСТАВ ПРЕДЕЛЬНЫХ УВ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНО-КАНАДСКОГО НГБ (по Деру Дж. и др., 1980)
А - Беллсхилл-Лейк, залежь нефти, Б - Эдгертон, тяжелая нефть, тип А, В -Флет-Лейк, тяжелая нефть, тип В, Г - Пеликан, тяжелая нефть, тип С; 1 - н-алка-ны; 2 - изопреноиды; 3 - прочие алканы; 4 - циклоалканы
Остаются только изоалканы, увеличиваются цикланы. Внутри циклано-вой группы возрастает число три-, тетра-, пента- и гексацикланов. Состав стеранов и гопанов не изменен. Среди ароматической группы УВ начинают преобладать диарома-тические УВ. Химический тип нефти меняется на Б-1.
В ходе высокой (подстадии
III-6, 111-7) и очень высокой (1У-8,
IV-9) стадий биодеградации к перечисленным изменениям последовательно добавляются следующие. Исчезают регулярные стераны состава С27. Среди стеранов состава С28 и С29 деградируют 20Р-стереои-зомеры. Диастераны сохраняются. Внутри пентациклических УВ (три-терпанов) на фоне присутствия регулярных гопанов Г27, Г29-Г35 начинают появляться деметилирован-ные гопаны (нор-Г28, нор-Г30) и мо-ретаны (нор-М28, нор-М29, нор-М30). Трициклические терпаны сохраняются. При переходе от подстадии 1У-8 к подстадии 1У-9 все регулярные стераны разрушаются; увеличивается число деметилированных гопанов (нор-Г26, нор-Г28, нор-Г30, нор-Г31, нор-Г32), которые начинают преобладать.
В ходе сверхвысокой стадии (V) протекает деметилирование три- и тетрацикланов; деградируют диа-стераны и ароматические стераны С26-С29.
Таким образом, процесс биохимической эволюции существенно меняет облик нефти. Присутствие определенных классов УВ в нефти и последовательное удаление их (м-алканов, изопреноидов, регулярных стеранов и гопанов) по мере усиления степени деградации помогают распознать стадию данного процесса и генетическую природу УВ-системы (первичная или вторичная).
В зонах гипергенеза под действием вторичных процессов изменяются как физико-химические свойства нефтей и их УВ-состав, так и содержание микроэлементов и их
соотношения. Происходит потеря легких фракций и резко растет абсолютная концентрация элементов, связанных со смолисто-асфальте-новыми компонентами, — V, N1, Со, Мо, Сг, Си и др. Кроме того, из маломинерализованных пластовых вод на водонефтяных контактах нефти сорбируют элементы с переменной валентностью (V, Ре, и). Увеличение в нефтях ванадия происходит особенно интенсивно в присутствии элементарной серы и сероводорода.
Типизация нефтей по содержанию "биогенных" элементов (V, N1, Ре) и физико-химическим свойствам выявила существенные отличия гипергенно измененных нефтей в общем цикле нафтидогенеза [6]. Авторы статьи выделили их в самостоятельный класс, они являются нафтидами, вторично обогащенными микроэлементами (табл. 3). Диапазон изменения геохимических показателей гипергенеза неф-тей и их вторичная обогащенность
Рис. 2. НЕФТЬ ИЗ ЕДИНОЙ НЕФТЕМАТЕРИНСКОЙ ТОЛЩИ НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ БИОДЕГРАДАЦИИ (Калифорнийский бассейн I) (по Seifert W., Moldowan J., 1979)
Пристан
Недеградированная нефть, плиоцен, 1470 м
17а(Н), 18а(Н), 21ß(H)-28,30 бисиоргопан
Трициклические
Нефтяные терпаны: С29-С33 гопаны и моретаны
терпаны Ii
18<х(Н)-22,29,30-трисноргопан II
Слегка деградированная нефть, плиоцен, 1295 м
& Vv
^-29
ju^JUUW
Нефтяные терпаны: С29-С33 гопаны и моретаны
-----------^
GC Time direction
А
Очень сильно деградированная
нефть, плейстоцен, 17а(Н)-НОР 300 м
С27(40)
iJJjwWm^
Деметилиро ванный 17а(Н)-гопан
Терпан С30 неизвестной структуры 44
GC Time direction
Б
GC Time direction
В
А - хроматограммы, ПИЛ, Б- стерановые масс-фрагментограммы, т/е 217, В - терпановые масс-фрагментограммы, т/е 191; 1 - изопреноиды; 2-диастераны;
3 - регулярные 5а-стераны; 4 - соединения, выдержавшие биодеградацию
Примечание. 15 - холестан 20Б состава С27; 20 - холестан 201? состава С27; 25 - 24-метилхолестан 20Б состава Сгв; 30 - 24-метилхолестан 201? (эргостан) состава Сгв; 32 - 24-этилхолестан 20Б состава С29; 36 - 24-этилхолестан 201? (ситостан) состава С29
Рис. 3. ХРОМАТОГРАММЫ ФРАКЦИИ НАСЫЩЕННЫХ УВ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ ОЛЕНЕКСКОГО ПОДНЯТИЯ (по Каширцеву В.А. и др., 1993)
С17 - пики нормальных алканов; Г28 - пики демитилированных (25 - нор.) гопанов
микроэлементами определяются исходным изначально различным микроэлементным составом нафти-дов. Неизмененные процессами ги-пергенеза исходные первичные нефти делятся на два типа — обогащенные и обедненные микроэлементами [5]. Первые генерированы сапропелевым ОВ морского генезиса (доманикиты, бажениты, свиты Ла-Луна, Монтерей) средней стадии пре-образованности (МКГМК2) и характеризуются как ванадиевые (У/1\Н > 1) с высоким содержанием микроэлементов (2(У+1\Л) = 50-150 г/т). Первичное исходное ОВ уже в диагене-тическую стадию содержало высокие концентрации микроэлементов, тесно связанных со смолами, асфа-льтенами и серой (V, N1, Со, Мо, Си, Сг, Ре, 7п и др.). Нефти, обедненные микроэлементами, генерированы гумусовым ОВ (или сапропелевым, но с высокой примесью гумусовой компоненты) обычно на ранних этапах нефтеобразования (ПК1-2) и характеризуются как никелевые (М^ > 1) с пониженным содержанием элементов < 10 г/т). В более высоких концентрациях в них могут быть встречены элементы, ассоциированные с легкими летучими фракциями нефтей (Дв, Нд, Бе, С^ БЬ).
Класс вторично обогащенных нефтей значительно отличается от класса нефтей, первично обогащенных микроэлементами (см. табл. 3). Это ванадиевые (V > N1 > Ре) или железистые (Ре > V > N1) нефти, в которых генетический показатель — отношение V/Ni > 1. Содержание "биогенных" элементов — V и N в нефтях многих месторождений превышает соответственно 100 и 50 г/т и может достигать очень высоких значений. Концентрация Мо, Си, 7п, Ре и других микроэлементов также повышена (от 0,1 до 4,0 г/т). Нефти биодеградированы, тяжелые (плотность 0,954 г/см3), смолистые (сумма смол и асфальтенов 29 %), сернистые (4,2 %), высоковязкие. Залежи этого типа часто связаны с древними платформами (краевые систе-
мы платформ, граничащие с выходами фундамента или примыкающие к складчатым областям), но могут быть приурочены к тектонически
мобильным областям земной коры — авлакогенам, краевым прогибам, межгорным впадинам. Они тяготеют к небольшим глубинам (< 2 км).
Таблица 3
Типизация нефтей по содержанию микроэлементов
Тип нефти Класс Содержание "биогенных" элементов (У+М1), г/т Концентрационные ряды, металлогения Физико-химические свойства (усредненные данные) Нефтеобра-зование и гипергенез Глубина залегания, км Примеры нефтегазоносных регионов
Обогащенный микроэлементами Первично обогащенный 50-150 V > N1 > Ре; ванадиевая Ь = 0,888 Б = 2,66 С+А = 16 Нефти первичные главной фазы нефтеобра-зования 2-3 Волго-Уральский (девон, карбон), Западно-Сибирский (юра)
Вторично обогащенный > 150 Ре > V > №; V > N1 > Ре; ванадиевая Ь = 0,953 Б = 4,21 С+А = 29 Гипергенез До 2 Волго-Уральский (пермь), Тимано-Печорский, Лено-Тунгусский, Западно-Канадский, Вайоминг (США), Восточная и Западная Венесуэла
Обедненный микроэлементами Первично обедненный < 50 N1 > Ре > V; Ре > N1 > V; никелевая Ь = 0,850 Б = 0,50 С+А = 12 Нефти первичные ранней генерации До 2 Западно-Сибирский (сеноман), Сахалин, Западная Камчатка
Вторично слабообо- гащенный 0,001-50 N1 > Ре > V; Ре > N1 > V; никелевая Ь = 0, 931-0,990 Б = 0,26 Гипергенез До 2 Потигуар (Бразилия), дельта р.Нигер (Нигерия)
Примечание: Ь — плотность нефти, г/см3; Б — содержание серы, %; С+А — сумма смол и асфальтенов, %.
Таким образом, при гипергене-зе значительно обогащаются V, N1, Со, Си, Мо, Сг, Ре и другими микроэлементами нефти, изначально богатые металлами. В табл. 4 показаны основные регионы и месторождения развития гипергенно преобразованных нафтидов, вторично обогащенных микроэлементами, дана геологическая характеристика и концентрация V и N1 в нефтях и природных битумах. Содержание V и N1 в нефтях, первично обогащенных микроэлементами, существенно возрастает в процессе гиперге-неза и составляет, например, в неф-тях Мелекесской впадины Волго-Урала соответственно 900 и 100 г/т, в нефтях Афгано-Таджикской впадины — 570 и 170 г/т, в нефтях Ма-
ракаибского НГБ - 1000 и 96 г/т. В битумах, являющихся конечным продуктом гипергенных преобразований УВ в недрах, эти значения еще выше — соответственно 3640 и 640 г/т в битумах Лено-Тунгусско-го НГБ, 1200 и 350 г/т в пермских битумах Татарстана. Месторождения нафтидов, подвергшихся процессам гипергенного преобразования, являются промышленно вана-диеносными. Содержания V в десятки и сотни раз превышают клар-ковые значения, достигают уровня промышленных рудных концентраций и рассматриваются как комплексное сырье для добычи УВ и сопутствующих им металлов [2, 7].
Содержания микроэлементов в нефтях, первоначально обедненных
ими, при гипергенезе также возрастают, однако их концентрации и изначальные и вторичные вследствие гипергенных изменений ниже по сравнению с обогащенными нефтя-ми на 1-2 порядка (Бразилия, НГБ в дельте р.Нигер). Данные по микроэлементному составу этих нефтей малочисленны. С одной стороны, они не представляют интереса как промышленное сырье для добычи тяжелых металлов, а с другой — определение низких концентраций элементов сопряжено со значительными методическими трудностями. Однако результаты определения в нефтях элементов с низкой концентрацией важны с геохимических позиций, кроме того, эти элементы очень токсичны [7].
Таблица 4
Основные регионы развития гипергенно преобразованных нафтидов, вторично обогащенных микроэлементами
Содержание микроэлементов в
НГБ, НГП, НГО, структурные элементы Основные месторождения и возраст НГК Авторы Тектоническая характеристика региона гипергенно преобразованных нафтидах, г/т
V Ni
Западно-Канадский НГБ Пис-Ривер, Вабаска, Yen T.F. et al„ 1975; Древние платформы 168 80
Атабаска; К! Грибков В.В., 1989; (краевые системы платформ, 290* 120*
НГБ Юинта-Пайсенс (США, штат Юта), НГБ Скалистых гор Асфальт-Ридж, Уайтрокс; Р-Т, К1 — верхний палеоген Гольдберг И.С., 1981, 1998; Якуцени С.П., 2005; Суханов A.A., Петрова Ю.Э., 2008 граничащие с выходами фундамента или примыкающие к складчатым областям) 110 30
Восточно-Венесуэльский Офисина, Тембладор, 182 72
(Оринокский) НГБ Герро-Негро; К, олигоцен— плиоцен 470* 90*
Тимано-Печорская НГП, Усть-Войское, Ижемское, Пунанова С.А., Чахмахчев В.А., 253 100
Ухто-Ижемский вал, Варан- Усинское, Ярегское; й, С-Р 1992; Якуцени С.П., 2005; Ок-
дей-Адзьвинская структура нова Н.С., 2006
Волго-Уральская НГП, Нурлатское, Ашальчинское, Каюкова Г.П. и др., 1976; 900 100
Южно-Татарский свод, Сугушлинское; С-|, Р-|, Р2 Якуцени С.П., 2005; Муха- 1200* 340*
Мелекесская впадина метшин Р.З., Пунанова С.А., 2009, 2011
Лено-Тунгусский НГБ, Оленекское; Р1?2, Поляков A.A. и др., 2011; 124 53,6
Лено-Алданская НГО, Белинкин В.А., 2006; 3640* 640*
Оленекский свод Арчегов В.Б. и др., 2006
Южно-Мангышлакская НГО, Северный Бузачи, Нукенов Д.Н., Пунанова С.А., Эпипалеозойские молодые 70-384 50-164
Бузачинский свод Каражанбас; ,12, К1 2001 платформы
Сурхан-Вахшский НГБ, Учкизыл, Хаудаг, Кошкар; Пунанова С.А., Сафранов Т.А., Впадины эпиплатформенных 570 170
Афгано-Таджикская впадина палеоцен, бухарский пласт 1993 орогенов
Западно-Венесуэльский Западная Мара, Мара, Боча- Lopez L., Monaco S.L. et al., Межскладчатые области, 216-1000 96
(Маракаибский) НГБ керо; К, палеоген — неоген 1995; Грибков B.B., 1989; Якуцени С.П., 2005 альпийские подвижные пояса 935-1250* 110-150*
НГБ Потигуар (Бразилия) Мел Duyck С., Miekeley N. et al., 2008 Бассейны континентальных окраин 13,8 25
Гвинейский НГБ (Нигерия) Неоген Akinlua A., Ajayi T.R., AdelekeB.B., 2007 0,030 0,144
* Содержания Vm Ni в природных битумах.
Рис. 4. УСРЕДНЕННЫЕ СОДЕРЖАНИЯ V И N1 В ГИПЕРГЕННО ПРЕОБРАЗОВАННЫХ НЕФТЯХ И ПРИРОДНЫХ БИТУМАХ
1 - нефть, 2 - битум; 1, 2 - Западно-Канадский НГБ: 3 - НГБ Скалистых гор; 4, 5 - Восточно-Венесуэльский (Оринокский) НГБ; 6 - Тимано-Печор-ская НГП; 7, 8 - Волго-Уральская НГП; 9, 10 - Лено-Тунгусский НГБ; 11 -Южно-Мангышлакская НГО; 12 - Сур-хан-Вахшский НГБ; 13 - Западно-Венесуэльский (Маракаибский) НГБ; 14 -НГБ Потигуар (Бразилия)
Показателем процессов гипер-генеза является не только увеличение абсолютных концентраций микроэлементов, но и отношение некоторых из них, например таких, как 7п/Со, V/Ni, апробированные на многих регионах. Сопоставление нефтей терригенной толщи девона Тимана и Ижма-Печорской впадины на месторождениях Джьер (наиболее глубокое залегание пластов) и Яреги (по направлению их выхода на поверхность) показало следующее. По мере вероятного углубления гипергенеза, вверх по восстанию пластов, в нефтях отчетливо наблюдается закономерное снижение величины отношения концентраций 7п/Со от 15,5 до 1,2 за счет резкого уменьшения 7п, который вымывается в воду, и постоянства Со. Исследования, характеризующие микроэлементный состав неф-тей в зоне водонефтяного контакта, были проведены на многопластовом Западно-Тэбукском месторож-
дении Тимано-Печорской НГП. Прослежено изменение отношений 7п/Со и V/Ni в нефтях в зависимости от положения точки отбора пробы нефти относительно водо-нефтяного контакта. Нефти, отобранные в этой зоне, имеют пониженные значения отношения 7п/Со (5,6), а в скважинах, расположенных на значительном удалении (> 300 м), значения этого отношения в нефтях выше (до 23,7). Нефти зоны водо-нефтяного контакта характеризуют также повышенные показатели отношения V/Ni (до 14,5) за счет активной хемосорбции V. Аналитический материал по УВ-составу нефти Западно-Тэбукского месторождения подтверждает существовавшие в зоне водонефтяного контакта процессы биодеградации. Пониженные значения отношения 7п/Со и повышенные — V/Ni являются признаком влияния на нефть процессов гипергенеза. Лабораторные исследования подтверждают эти выводы (Чахмахчев В.А., Пуна-нова С.А., Лосицкая И.Ф., 1984). В процессе биодеградации аналогично уменьшается отношение 7п/Со в нефтях Бразилии — от 8,2 до 0,8.
Характер изменения средних содержаний V и N1 в нафтидах при гипергенезе иллюстрирует рис. 4. Нефти, вторично измененные при гипергенезе, с промышленными концентрациями V и N1 локализуются над линией равного содержания V к N1 ^/М = 1). Это тяжелые, ас-фальтово-смолистые, сернистые, вторично обогащенные элементами нефти Канады, Венесуэлы, Волго-Урала и других регионов, генерированные сапропелевым типом ОВ. Для них характерны и высокие значения отношения V/N1, которые варьируют от 2,1 до 10,4 в нефтях и от 2,4 до 5,7 в природных битумах. Нефти с первоначально низким содержанием микроэлементов, никелевой металлогении, источником которых являлась преимущественно гумусовая органика (Гвинейский НГБ, см. табл. 4), либо нефти ран-
ней генерации (нефти меловых отложений НГБ Потигуар Бразилии) незначительно увеличивают при ги-пергенезе концентрации микроэлементов, сохраняя приоритет за N1 (М^ > 1).
Таким образом, на основе исследований авторов статьи и обобщения литературных источников по более чем 15 НГБ США, Канады, Бразилии, России, Казахстана, Венесуэлы, Нигерии и др. выявлены и охарактеризованы значения УВ и микроэлементных показателей вторичных процессов преобразования нефти в залежах. Научно обоснованы принципиальные отличия биодеградированных и гипергенных флюидов от скоплений нафтидов другого генезиса. Показано, что наиболее информативными геохимическими показателями, способными выявить принципиальные отличия биодеградированных и гипергенных флюидов от скоплений нафтидов другого генезиса, являются отношения легких УВ (С5-С8), содержания н-алканов, изопреноидов, аре-нов, биомаркеров, полициклических ароматических УВ, а также концентрация и отношения металлов, таких как V, N1, 7п, Со и др. Диапазон изменения выбранных показателей определяется степенью биодеградации, которая, в свою очередь, обусловлена тектонической активностью бассейна и типом исходного ОВ. Предложена унифицированная шкала биодеградации нефтей, включающая пять стадий, для каждой из которой выявлена своя группа информативных критериев. Комплексирование органических (УВ-состав и биомаркеры) и неорганических (микроэлементный состав) критериев вторично преобразованных флюидов дает возможность прогнозировать физико-химические свойства нефтей и их металлогению, а также более обоснованно проводить оценку перспектив нефтегазоносности региона.
Литература
1. Виноградова Т.Л. Геохимические закономерности состава углеводородных систем ранней генерации / Т.Л.Виноградова, С.А.Пунанова // Геология нефти и газа. — 2010. — № 3.
2. Гольдберг И.С. Нафтаметалло-генические провинции мира и генезис рудных концентраций в тяжелых неф-тях и битумах // Геология нефти и газа. - 1990. - № 3.
3. Каширцев В.А. Биодеградация насыщенных циклических хемофосси-лий / В.А.Каширцев, А.Э.Конторович, Р.П.Филп и др. // Геология и геофизика. - 2001. - Т. 42. - № 11-12.
4. Попович Т.А. Оценка биодеградации нефтей Сахалина и шельфа // Генезис нефти и газа. - М.: Геос, 2003.
5. Пунанова С.А. О полигенной природе источника микроэлементов нефтей // Геохимия. - 2004. - № 8.
6. Пунанова С.А. Геохимические особенности гипергенно преобразованных нефтей / С.А.Пунанова, Т.Л Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 10.
7. Якуцени С.П. Распространенность углеводородов, обогащенных тяжелыми элементами-примесями. Оценка экологических рисков. - СПб.: Недра, 2005.
8. Peters K.E. The biomarker guide / K.E.Peters, J.M.Moldowan. — Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1993.
9. Volkman J.K. Demethylated ho-panes in crude oils and their applications in petroleum geochemistry / J.K.Volk-man, R.Alexander, R.J.Kagi, G.W.Wood-house // Geochim. et Cosmochim. Acta. — 1983. - V. 47.
10. Waples D.W. Biomarkers for Geologists - A Practical Guide to the application of steranes and triterpanes in
Petroleum Geology / D.W.Waples, Ts.Machihara // AAPG, Tulsa, Oklahoma, USA, 74101. - 1992.
© Т.Л.Виноградова. С.А.Пунанова, 2012
Татьяна Львовна Виноградова, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, punanova@mail.ru;
Светлана Александровна Пунанова, ведущий научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, punanova@mail.ru.
GEOCHEMICAL REGULARITIES OF CHANGING OIL COMPOSITION UNDER HYPERGENESIS
Vinogradova T.L., Punanova S.A. (Institute of problems of oil and gas of RAN)
The article considers geochemical regularities of changing naphthyde (oils and natural bitumen) composition under hypergene transformations on examples of oil and gas bearing basins of Canada, USA, Russia, Kazakhstan, Turkmenia, Australia, Nigeria, Madagaskar, Brazilia and Venesuela.
It is shown that naphthyde biodegradation has several stages of effect with different extent of hydrocarbon class destruction. Criteria for determining these stages are proposed. Values of microelement indices of secondary hypergene processes of oil transformation in pools are revealed. High concentrations of heavy metals in natural bitumen and oils make it possible to treat them as a complex raw material for production of hydrocarbons and associated metals. Grouping of organic and inorganic criteria of fluid differentiation under hypergenesis for evaluating and prognosis of HC composition of oil accumulations and their metallogeny is proposed in the article.
Key words: naphthydes; hypergenesis; biodegradation; hydrocarbon composition; microelements.
21 - 23 ноября 2012 г. НИЖНЕВАРТОВСК. НЕФТЬ. ГАЗ - 2012
Vl-я специализированная выставка
Организаторы: ОАО "ОВЦ "Югорские контракты", Торгово-промышленая Палата Нижневартовска
При поддержке: Администрации Нижневартовска
(3462) 32-90-60, 52-00-41, e-mail: danilova_u@wsmail.ru , www.yugcont.ru
