CC BY
19
УДК 552.578.2:551.763.3 (571)
ГЕОХИМИЯ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ КОНДЕНСАТОВ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
Наталья Павловна Шевченко
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, инженер лаборатории геохимии нефти и газа, тел. (383)330-26-76, e-mail: [email protected]
Елена Анатольевна Фурсенко
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории геохимии нефти и газа, тел. (383)330-26-76, e-mail: [email protected]
Владимир Аркадьевич Каширцев
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор геолого-минералогических наук, чл.-корр. РАН, главный научный сотрудник, тел. (383)335-64-23, e-mail: [email protected]
Евгений Валерьевич Карташов
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, ведущий инженер лаборатории геохимии нефти и газа, тел. (383)330-26-76, e-mail: [email protected]
Информация по составу низкомолекулярных УВ, идентифицированых в конденсатах из J2 и Ki-2 залежей Южно-Тамбейского и Малоямальского месторождений, показывает на их генетическую связь с гумусовым нефтематеринским ОВ. Особенности состава проб из альб-сеноманских залежей (отсутствие н-алканов С4-9, очень низкие концентрации изоалканов С5-9) свидетельствует об их биодеградации. Высокие концентрации легких цикланов позволяют рассматривать исследованные конденсаты как перспективное сырье для производства высокооктановых бензинов.
Ключевые слова: геохимия, конденсат, низкомолекулярные углеводороды С4-С9, бензиновая фракция, Западная Сибирь.
GEOCHEMISTRY OF THE GASOLINE FRACTIONS OF CONDENSATES FROM THE YAMAL PENINSULA
Natalia P. Shevchenko
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect 3, Engineer of the Laboratory of Petroleum Geochemistry, tel. (383)330-26-76, e-mail: [email protected]
Elena A. Fursenko
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect 3, Ph. D., Senior Researcher of the Laboratory of Petroleum Geochemistry, tel. (383)330-26-76, e-mail: [email protected]
Vladimir A. Kashirtsev
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect 3, Doctor of Science, Corresponding Member of RAS, tel. (383)335-64-23, e-mail: [email protected]
Evgenii V. Kartashov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 630090, Russia, Novosibirsk, Koptyug Prospect 3, Engineer of the Laboratory of Petroleum Geochemistry, tel. (383)330-26-26, e-mail: [email protected]
The provided information on the composition of light_hydrocarbons identified in the condensates from the deposits of J2 and Ki-2 horizons in the South Tambeyskoye and Maloyamalskoye fields indicates to their genetic relationship with the terragene OM. The specific composition of condensate samples from Albian-Cenomanian deposits (the absence of С4-9 n-alkanes, very low concentrations of С5-9 isoalkanes) bears the evidence that the condensates were subjected to biodegradation. The elevated concentrations of light cyclanes allow us to consider the condensates as a prospective raw material for production of high-octane gasoline.
Key words: geochemistry, condensate, low-boiling hydrocarbons, gasoline fraction, West Siberia.
В мезозойских резервуарах арктических районов Западной Сибири аккумулированы значительные ресурсы газоконденсатов. Генетическая типизация конденсатов является важной задачей в комплексе работ при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов и в том числе при прогнозе фазового и компонентного состава углеводородных (УВ) флюидов.
Объектами исследования являются конденсаты из юрских (батский резервуар - 6 проб) и меловых (баррем-нижнеаптский резервуар - 1 проба, аптский резервуар - 1 проба, альб-сеноманский резервуар - 1 проба) залежей Малоямальского и Южно-Тамбейского месторождений, расположенных на п-ве Ямал. Отнесение залежей, из которых были отобраны исследованные конденсаты, к региональным резервуарам соответствует работе [2].
Конденсаты из батского и аптского резервуаров имеют типичные для кон-
-5
денсатов низкие плотности (< 750 кг/ м ). Эти пробы более чем на 80 % об. состоят из бензиновых фракций (т.к. < 200 °С). Значительно выше плотность юж-но-тамбейских проб из альб-сеноманского резервуара (пласты ХМ2, > 815 кг/
3 13
м ) и из залежи в баррем-нижнеаптском резервуаре, ТП19 ) (794 кг/ м ). В этих конденсатах закономерно меньше бензинов (< 60 % об.).
Исследованные пробы более чем на 99 % состоят из УВ, в них очень мало смол, а асфальтены отсутствуют. Согласно результатам инфракрасной спектроскопии и жидкостной хроматографии, легкие пробы отличаются высокими концентрациями аренов (> 15 %), а в тяжелых альб-сеноманских конденсатах аренов значительно меньше (< 5 %).
Для генетической типизации конденсатов использована информация по распределению в их составе низкомолекулярных УВ С4-С9, полученная методом ХМС-анализа нефракционированных проб на приборе, включающем газовый хроматограф "Hewlett Packard 5890" с капиллярной кварцевой колонкой
DB-1 (Agilent, длина - 60 м, внутренний диаметр - 0,25 мм, неподвижная фаза -100 % диметилсилоксан, толщина - 0,25 мкм), высокоэффективный масс-селективный детектор Agilent MSD 5972A и компьютерную систему (ChemSta-tion) регистрации и обработки информации. Параметры проведения анализа: скорость потока газа-носителя (гелий) - 1 мл/мин; температура инжектора - 290 °С; начало хроматографического разделения - 40 °С, последующий нагрев до 280 °С со скоростью 3 °С/ мин; метод ионизации - электронный удар при ионизирующем напряжении 70 eV, режим анализа - TIC. Идентификация УВ проведена по временам удерживания и сравнением полученных масс-спектров со спектрами из библиотеки NIST-05, а также с опубликованными данными. Относительные содержания УВ рассчитаны по интенсивностям сигналов соответствующих пиков на масс-хроматограммах.
В составе УВ С4-С9 южно-тамбейских конденсатов из альб-сеноманских залежей не обнаружены н-алканы (рис. 1, В).
Рис. 1. Масс-хроматограммы (TIC) исследованных конденсатов
(Цифрами обозначены идентифицированные УВ: 1-изоС4; 2-н-С4; 3- изоС5; 4-н-С5; 5-2мС5;
6-3мСз; 7- н-Сб; 8-2,2дмС5; 9-мЦП; 10-2,4дмС5; 11-бензол; 12-3,3дмС5; 13-ЦГ; 14-2мС6; 15-2,3дмС5; 16-1,1дмЦП; 17-3мС6; 18-1,3дмЦП(ц); 19-1,3дмЦП(т); 20-1,2дмЦп(т); 21-н-Ст; 22-мЦГ; 23-1,1,3тмЦП; 24-толуол; 25-1,1,2тмЦП; 26-1,1дмЦГ; 27-н-Св; 28-1,1,3тмЦГ; 29-1,1,4тмЦГ; 30-этилбензол; 31-ксилол(п+м); 32-ксилол(о); 33-1,1,2-тмЦГ; 34-н-С9; 35-1мАдамантан; 36-1,3дмАдамантан; 37-1,3,5тмАдамантан; 38-2мАдамантан; 39-1,4дмАдамантан(ц); 40-1,4дмАдамантан(т); 41-1,3,6тмАдамантан; 42-1,2дмАдамантан; 43 - 1,3,4тмАдамантан(ц); 44- 1,3,4тмАдамантан(т); 45- 1,3,5,6тетрамАдамантан)
ГЖХ-анализ насыщенной фракции показывает отсутствие в составе этих конденсатов не только н-алканов, но и ациклических изопренанов, что вместе с низкими значениями температур в залежах (<< 70 °С) свидетельствует об их биодеградации [4, 9].
Биодеградированные конденсаты содержат не более 10 % УВ С4-С9, представленные преимущественно цикланами (циклопентаны - 21,1-22,8 %; цикло-гексан - 70,9-75,5 % на конденсат), а изоалканов значительно меньше (4,6-6,2 %). В этих пробах идентифицированы специфичные мостиковые три-цикланы - адамантан и его гомологи (до 1 % на конденсат; рис. 1, Г), которые селективно накапливаются в биодеградированных нафтидах и в значительных концентрациях обнаружены в нафтеновой нефти Русского месторождения [3].
Анализ группового состава УВ С4-С9 неизмененных конденсатов существенно различается. В меловых южно-тамбейских и юрских малоямальских конденсатах содержания алканов и цикланов близки (алканы/ цикланы - 0,76-1,15). В южно-тамбейском конденсате из батского резервуара самая высокая для исследованной коллекции концентрация алканов (50,6 % на конденсат), а цикланов значительно меньше (25,2 % на конденсат) (алканы/ цикланы - 2,0). При этом все юрские конденсаты близки по содержанию легких аренов (-10 % на конденсат), а в меловых южно-тамбейских пробах их значительно меньше (4,77 и 6,42 % на конденсат).
Соотношения между УВ С7 (рис. 2) свидетельствуют об образовании юрских конденсатов и южно-тамбейских проб из апт-барремских залежей за счет преимущественно гумусового РОВ [7, 8], что согласуется с генетическими показателями, рассчитанными по составу УВ С5-С8 (X циклопентанов/ £ цикло-гексанов - 0,19-0,52; этилбензол/ £ ксилолов - 0,10-0,18; н-гептан/ метилцикло-гексан - 0,20-0,38) [1, 5, 9]. Общность генезиса этих конденсатов подтверждается распределением диметизамещенных пентанов и параметра толуол/н-гептан (рис. 3).
Рис. 2. Тригонограмма распределения УВ С7 (генетическая типизация соответствует работам [7, 8])
Рис. 3. Лепестковая диаграмма распределения УВ С7 (по [6]
(Р3 = 2,2дмС5 + 2,3дмС5 + 2,4дмС5 + + 3,3дмС5)
Отношение £ циклопентанов/ £ циклогексанов для биодеградированных конденсатов также невысоко (0,28-0,32), что позволяет предполагать их генетическую связь с недеградированными пробами. В биодеградированных конденсатах по сравнению с неизмененными отмечается увеличение относительных концентраций гемзамещенных алканов (рис. 3).
При переработке газов после отбора газовой пропан-бутановой фракции получают смесь жидких легких УВ (ШФЛУ), которая по своему составу обычно соответствует бензиновой фракции конденсатов. Обычно полученные таким образом УВ, а также жидкие продукты прямогонных бензиновых фракций конденсатов не обладают удовлетворительной детонационной стойкостью, т. е. имеют низкое октановое число. Высокие концентрации легких цикланов значительно улучшают эту характеристику. Как было показано выше, в исследованных конденсатах концентрации цикланов достаточно высоки, значительно выше по сравнению с бензинами нефтей и конденсатами аквагенного генезиса (Широтное Приобье Западной Сибири) [1, 5]. Соответственно, исследованные конденсаты можно рассматривать как перспективное сырье для производства высокооктановых топлив. Следует отметить, что меловые конденсаты из-за низких концентраций легких аренов менее токсичны по сравнению с юрскими.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 181 с.
2. Казаненков В.А., Ершов С.В., Рыжкова С.В., Борисов Е.В., Пономарева Е.В., Попова Н.И., Шапорина М.Н. Геологическое строение и нефтегазоносность региональных резервуаров юры и мела в Карско-Ямальском регионе и прогноз распределения в них углеводородов // Геология нефти и газа. - 2014. - № 1. - С. 27-49.
3. Каширцев, Нестеров И.И., Меленевский В.Н., Фурсенко Е.А., Казаков М.О., Лавре-нов А.В. Биомаркеры и адамантаны в нефтях из сеноманских отложений севера Западной Сибири // Геология и геофизика. - 2013. - Т. 54. - № 8. - С. 1227-1235.
4. Петров А.А. Углеводороды нефти. - М.: Наука, 1984. - 263 с.
5. Фурсенко Е.А. Геохимия низкомолекулярных углеводородов нефтей и конденсатов Надым-Тазовского междуречья и северных районов Широтного Приобья (Западная Сибирь). - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2014. - 146 с.
6. Halpern H.I. Development and applications of light-hydrocarbon-based star diagrams // AAPG Bulletin. - 1995. - Vol. 79. - P. 801-815.
7. Huang S., Wang Z., Lv Z., Gong D., Yu C., Wu W. Geochemical identification of marine and terrigenous condensates—A case study from the Sichuan Basin, SW China // Organic Geochemistry. - 2014. - Vol. 74. - P. 44-58.
8. OddenW., Patience R.L., van Graas G.W. Application of light hydrocarbons (C4-C13) to oil/ source rock correlations of source rocks and test fluids from offshore Mid-Norway // Organic Geochemistry. - 1998. - Vol. 28. - N 12. - P. 823-847.
9. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide/ Second Edition. Volume II. Biomarkers and Isotopes in Petroleum Systems and Earth History, Cambridge University Press, 2005. - 1155 p.
© Н. П. Шевченко, Е. А. Фурсенко, В. А. Каширцев, Е. В. Карташев, 2016
