CC BY
60
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
СОСТАВ НЕФТЕЙ СЕВЕРНЫХ РАЙОНОВ СУРГУТСКОГО СВОДА
А.А.Пошрясов, К.Г.Скачек (ТПЛ "Когалымнефшегаз"), А.И.Ларичев, Н.И.Ларичкина, М.О.Захрямина (ГФУП СНИИГГиМС)
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является главным нефтегазодобывающим регионом России [3]. Изучение состава нефтей, конденсатов и газов этой провинции началось в 60-е гг. Результаты исследования геохимических особенностей УВ-флюидов нашли свое отражение в трудах многих ученых (А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, С.Г.Неручев, Ал.А.Пет-ров, О.Ф.Стасова, Г.Н.Гордадзе, Л.С.Озеранская и др.). Известно, что основные и наиболее крупные многопластовые скопления УВ на территории Западной Сибири приурочены главным образом к крупным положительным структурам I порядка, к числу которых относится Сургутский свод. Изучение геохимических особенностей их состава вносит значительный вклад в развитие осадочно-миграционной теории наф-тидогенеза, позволяя тем самым более эффективно проводить поисковые работы на нефть и газ.
Объект исследования данной работы — нефти берриас-валан-жинских, верхне- и среднеюрских отложений месторождений и площадей, расположенных на северовосточном склоне Сургутского свода. Анализы выполнены из поверхностных проб нефтей лабораториями ООО "КогалымНИПИнефть" (Ко-галым) и ФГУП СНИИГГиМС (Ново-
сибирск)*. Всего было изучено около 400 проб нефтей Тевлинско-Рус-скинского, Южно-Конитлорского, Икилорского, Кочевского, Северо-Кочевского, Коголымского и Южно-Ягунского месторождений, из них 120 — из юрских отложений, остальные — нефти из песчаников ачи-мовской толщи и шельфовых пластов группы БС неокома. Значительное число проб исследуемой коллекции представлено нефтями Тев-линско-Русскинского месторождения, занимающего большую часть территории северо-восточного склона Сургутского свода, простираясь с юга на север. Тевлинско-Русскин-ская структура состоит из ряда цепочек куполовидных поднятий, ориентированных в северо-восточном направлении и объединенных в структуру месторождения, отдельные части которой имеют одноименные названия: Русскинская (50 проб нефтей), Тевлинско-Рус-скинская (120), Западно-Тевлин-ская (22), Тевлинская (26), Сорым-ско-Именская (32). Основные залежи УВ-флюидов на перечисленных месторождениях приурочены к нефтеносным пластам Ю1 (77 проб нефтей), БС11 (71) и БС10 (192). Эти пласты продуктивны практически на всей территории Широтного При-обья. Кроме того, здесь открыты нефтяные залежи в отложениях ма-
лышевского горизонта (^Ь!, пласт Ю2, 34 пробы нефтей) и в песчаных пластах ачимовской толщи (К1Ь-у, пласты БС18-20, 55 проб нефтей).
Изучение геохимических особенностей нефтей в широком стратиграфическом диапазоне от средней юры до нижнего мела показало, что, несмотря на закономерное уменьшение пластовой температуры и давления вверх по разрезу, их состав меняется хаотично (рис. 1, 2). Наиболее тяжелые нефти, плотность которых колеблется в пределах от 0,88 до 0,89 г/см3, отмечены в южной части изучаемой территории в пласте Ю2. Это нефти Южно-Конитлорской, Русскинской, Сорымско-Именской площадей. Вверх по разрезу плотность неф-тей уменьшается. Так, в пласте Ю1 она изменяется от 0,87 до 0,84 г/см3. Как и в пласте Ю2, относительно тяжелые нефти (0,87 г/см3) характерны для южной части района — Русскинской и Сорымско-Имен-ской площадей. В северном и восточном направлениях плотность УВ-флюидов снижается. Нефти средней плотности зафиксированы на Западно-Тевлинской и Кочев-ской (0,86 г/см3), Северо-Кочев-ской и Коголымской (0,85 г/см3) площадях, низкой плотности (0,84 г/см3) — на Южно-Ягунской площади.
* В работе принимали участие A.C. Фомичев, В.Н. Чеканова (СНИИГГиМС), Ю.В. Белоусов (ООО "КогалымНИПИнефть").
Рис. 1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ ЮРСКИХ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
СУРГУТСКОГО СВОДА (средние данные)
Месторождение: 1 - Южно-Конитлорское, 2 - Тевлинско-Русскинское, 3 - Северо-Кочевское, 4 - Коголымское, 5 - Южно-Ягунское
В ачимовских отложениях плотность нефтей несколько возрастает по сравнению с нижележащими продуктивными горизонтами баженов-ской свиты, особенно верхневасю-ганской подсвиты (пласт Ю<|). Здесь встречаются нефти средней и повышенной плотности (0,86-0,88 г/см3). Исключение составляет нефть, полученная на Икилорской площади (скв. 305), плотность которой составляет 0,912 г/см3.
Увеличение плотности вверх по разрезу отмечается и в нефтях пласта БС11 Русскинской, Сорымско-Именской, Тевлинско-Русскинской, Западно-Тевлинской и Тевлинской площадей (0,88-0,90 г/см3). Исключение составляют нефти Коголымской и Южно-Ягунской площадей, плотность которых около 0,86 г/см3.
В пласте БС10 по сравнению с нижележащими отложениями плотность
нефтей падает до 0,86-0,87 г/см3. На Коголымском и Южно-Ягунском месторождениях она, напротив, несколько возрастает от пласта БС11 к пласту БС10. В нефтях южной и центральной частей изучаемой территории такой закономерности не обнаружено.
Таким образом, изучение плотности нефтей северо-восточного склона Сургутского свода в региональном плане показало, что нефти повышенной плотности приурочены главным образом к юго-западной части территории. Нефти центральной части характеризуются средней плотностью, северных и восточных участков — низкой. Это, по-видимому, можно объяснить общим региональным повышением пластовой температуры с юга на север (см. рис. 2, В).
Картина изменения плотности нефтей как по площади, так и
по разрезу очень хорошо коррелирует с изменением содержания серы (см. рис. 1). В нефтях Юж-но-Конитлорской, Русскинской, Сорымско-Именской, Тевлинско-Русскинской площадей концентрация серы составляет 1-2 %, незакономерно меняясь по разрезу. На Северо-Кочевской, Кочевской, Коголымской, Южно-Ягунской площадях содержание серы в нефтях не превышает 1 %, причем на Северо-Кочевской и Кочевской площадях от пласта Ю1 к пласту БС10 содержание серы возрастает от 0,55 до 0,79 %. В нефтях Коголымской площади оно увеличивается от 0,70 до 0,91 %. На Южно-Ягунской площади концентрация серы в нефтях увеличивается вверх по разрезу почти в 2 раза (пласт Ю1 — 0,48 %, пласт БСю - 0,93 %).
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (А) И ТЕМПЕРАТУРЫ (Б) ПО РАЗЛИЧНЫМ ПЛАСТАМ
10
Характер изменения асфальто-во-смолистых компонентов в значительной степени аналогичен содержанию серы. Следует отметить, что по содержанию смол (от 5-7 до 10-20 %) все изучаемые нефти относятся к классу смолистых неф-тей. Повышенным содержанием характеризуются нефти Тевлинско-Русскинского (Тевлинско-Русскин-ская площадь, пласт БС11 — 12,3 %) и Южно-Конитлорского (пласт Ю2 — 18,9 %, пласт БС18-20 - 19,8 %) месторождений. Несколько меньшее содержание смол отмечается в нефтях Северо-Кочевского месторождения (пласт БС10 — 9,3 %). Четкой закономерности изменения содержания смол в нефтях этих месторождений не наблюдается.
Напротив, на Южно-Ягунском месторождении содержание смол увеличивается вверх по разрезу почти в 2 раза. В нефтях Коголымского месторождения, как и в нефтях Южно-Ягунского, содержание смол не превышает 10 %, однако четкой однонаправленности изменения вверх по разрезу не фиксируется. Концентрация смол в этих нефтях остается практически постоянной (от пласта Ю1 до пласта БС-ю).
Отличительной особенностью изучаемых нефтей является высокое содержание асфальтенов. В юрских отложениях содержание асфальте-нов в нефтях изменяется от 0,75 % (Кочевская площадь, пласт Юо) до 3,2 % (Южно-Конитлорская площадь, пласт Юо). При этом на Тев-линско-Русскинском и Южно-Конит-лорском месторождениях концентрация асфальтенов в нефтях не менее 1 %. В нефтях Северо-Кочев-ского, Кочевского и Южно-Ягунско-го месторождений содержание ас-фальтенов ниже и составляет около 0,8 %. В нижнемеловых отложениях (пласт БС11-10) отмечается их резкое увеличение. Особенно велика концентрация этих компонентов (3-5 %) в нефтях Тевлинско-Русскинского месторождения. На Коголымском и Южно-Ягунском месторождениях содержание асфальтенов от пласта БС11 к пласту БС10 возрастает в 1,5-2,0 раза и составляет в среднем около 3 %. В нефтях ачимовской толщи содержание асфальтенов весьма хаотично. Здесь можно встретить нефти как с относительно низкой (0,8 % — Северо-Кочевская площадь), так и высокой (6,8 % — Икилорская площадь) концентрацией. По-видимому, содержание ас-фальтенов в нефтях определяется газонасыщенностью, которая тесно связана с термобарическими параметрами пласта (см. рис. 2). Так, на Икилорской площади (скв. 305) температура пласта определяется в 80 оС, а на Северо-Кочевской — выше и в среднем составляет около 95 оС.
Концентрация низкокипящих компонентов в составе нефтей северной части Сургутского свода изменяется в широком диапазоне. Наименьшим содержанием этих компонентов характеризуются нефти Южно-Конитлорского и Тевлин-ско-Русскинского месторождений (10-22 %). В нефтях Северо-Кочев-ского, Кочевского, Коголымского и Южно-Ягунского месторождений доля бензинов изменяется от 20 % (Северо-Кочевское месторождение, пласты Юо, БС18-20) до 31 % (Южно-Ягунское месторождение, пласт Ю1).
Отличительной особенностью изучаемых нефтей является относительно невысокое содержание парафинов, концентрация которых изменяется от 2,0 до 3,5 % и практически постоянна как по площади, так и по разрезу.
Таким образом, изучение физико-химических параметров неф-тей северной части Сургутского свода в широком стратиграфическом диапазоне показало, что они характеризуются как низкой, так и высокой плотностью и относятся к классу сернистых, смолистых, ма-лопарафинистых и парафинистых нефтей, отвечающих нефтям главной зоны нефтегазообразования. Согласно классификации нефтей, разработанной А.Э.Конторовичем и О.Ф.Стасовой, они являются не-фтями типа С [2] и отвечают главным образом нефтяным системам.
Некоторые физико-химические параметры нефтей отражают генетические связи с исходным материнским ОВ и слабо изменяются в зависимости от современных пластовых температур и давлений. Например, содержание серы меняется в очень небольшом диапазоне в пределах одного месторождения и не зависит от глубины залегания продуктивных пластов. Аналогичным образом изменяется и содержание парафинов. Этот фактический материал свидетельствует о
том, что рассматриваемые нефти были генерированы преимущественно аквагенным ОВ.
Закономерное уменьшение бензиновых фракций и увеличение плотности нефтей снизу вверх по разрезу Южно-Ягунского и Кого-лымского месторождений позволяют сделать вывод о меньшей интенсивности вертикальной миграции нефтей по сравнению с другими месторождениями, где плотность нефтей остается практически постоянной с глубиной, а содержание бензинов изменяется хаотически. Это хорошо согласуется с геологическим строением месторождений. В пределах Коголымского и Юж-но-Ягунского месторождений отмечаются большая мощность и лучшее качество экранов и вследствие этого меньшая интенсивность межпластовых перетоков УВ-флюидов.
Детальное исследование УВ-сос-тава бензиновых (НК 125 оС) фракций нефтей Северо-Кочевского (пласты Ю1, БС18-2о), Кочевского (пласт Ю1), Коголымского (пласты Ю1, БС18-20, БС11), Тевлинско-Рус-скинского (пласты Ю2, Ю1, БС-^о, БС1о) и Южно-Ягунского (пласты Ю1, БС11, БС1о) месторождений показало, что среди основных групп УВ — метановых (Ме), нафтеновых (N11) и ароматических (Аг) — доминируют метановые УВ (табл. 1). Отношение этих УВ в исследуемых нефтях от средней юры до нижнего мела можно представить следующим концентрационным рядом: Ме > N1 > Аг.
Среди метановых УВ, концентрация которых изменяется от 58,60 % (Тевлинская площадь, скв. 3, пласт Аг) до 81,64 % (Сорым-ско-Именская площадь, пласт Ю2) алканы нормального строения («-Ме) доминируют над изоалканами (/-Ме). Отношение н- и изоалканов в бензиновых фракциях изменяется от 1,16 (Южно-Ягунская площадь, скв. 99, пласт БС11) до 2,22 (Севе-ро-Кочевская площадь, пласт Ю1).
УВ-состав бензиновых фракций нефшей
Таблица 1
и
о
>
о
I т
е ч
>
и >
Номер скважины Глубина, м Выход Фракци я НК 125 °С, % Толуол Бензол
Площадь Пласт фракции НК 125 °С, % Ме н-Ме /-Ме Nn Nn5 Nn6 Ar Бензол Толуол /-Ме Nn5
Северо-Кочевская 71 2984-2988 Ю, 11,03 72,30 49,84 22,46 24,61 11,54 13,07 3,09 0,00 3,09 2,22 1,13 Нет свед.
Кочевская 54 2839-2858 Ю, 9,82 72,55 45,01 27,53 24,05 13,78 10,28 3,40 0,93 2,47 1,63 0,75 2,66
Тевлинская 3 2642-2646 Ач 9,19 58,60 34,74 23,86 35,27 18,71 16,55 6,14 1,19 4,95 1,46 0,88 4,17
Тевлинская 18 2352-2359 БС10 38,00 25,96 1,43 24,53 65,98 20,87 45,11 8,06 1,51 6,54 0,06 2,16 4,32
Сорымско-Именская 5 2839-2852 Ю2 3,22 81,64 49,28 32,35 18,02 10,71 7,31 0,34 0,06 0,28 1,52 0,68 4,50
Сорымско-Именская 5 2775-2780 ю, 11,74 73,06 41,02 32,04 26,43 15,78 10,65 0,51 0,11 0,40 1,28 0,67 3,69
Сорымско-Именская 5 2677-2680 Ач 9,14 74,89 40,36 34,53 24,38 14,33 10,05 0,73 0,13 0,59 1,17 0,70 4,50
Русскинская 201 2860-2874 Ю2 4,94 75,55 43,14 32,41 24,02 13,90 10,12 0,43 0,10 0,33 1,33 0,73 3,20
Русскинская 236 3065-3095 Ю2 2,80 76,77 46,60 30,18 22,90 11,69 11,21 0,33 0,07 0,25 1,54 0,96 3,50
Южно-Конитлорская 91 2808-2818 Ю2 9,12 67,76 32,61 35,15 31,98 16,74 15,24 0,26 0,00 0,26 0,93 0,91 Нет свед.
Коголымская 45 2803-2807 Ю, 16,08 61,56 34,65 26,91 34,76 20,21 14,56 3,68 0,78 2,90 1,29 0,72 3,74
Коголымская 22 2595-2600 Ач 13,07 62,62 37,53 25,09 32,42 18,22 14,21 4,95 1,06 3,89 1,50 0,78 3,67
Коголымская 44 2454-2465 БС13 10,37 61,15 34,10 27,04 36,04 22,42 13,62 2,81 0,41 2,40 1,26 0,61 5,93
Южно-Ягунская 56 2830-2834 Ю, 17,95 63,38 37,33 26,05 30,91 19,70 11,21 5,71 1,37 4,34 1,43 0,57 3,16
Южно-Ягунская 56 2440-2444 БС„ 16,16 61,39 37,14 24,25 32,84 21,01 11,83 5,77 1,28 4,49 1,53 0,56 3,50
Южно-Ягунская 55 2352-2356 БС10 10,57 58,78 31,60 27,18 39,11 25,95 13,16 2,11 0,31 1,80 1,16 0,51 5,76
-1
ГП О
1 S £ т
S
S га
Я
п п
>
о оо
S
а
В составе нафтеновых УВ пентацик-ланы преобладают над гексацикла-нами. Исключение составляют нефти Северо-Кочевской площади, в составе которых преобладают гек-сацикланы. Повышенные концентрации гексацикланов, как правило, отмечаются в конденсатах.
Отличительной особенностью изучаемых нефтей является резкое различие содержания ароматических УВ. Так, нефти северных и восточных участков изучаемой территории Сургутского свода содержат значительно больше ароматических УВ, чем нефти центральных и южных участков. Отношение основных групп УВ в нефтях Севе-ро-Кочевской, Кочевской, Тевлин-ской, Коголымской и Южно-Ягун-ской площадей можно представить как: Ме:№:Аг = 63:33:4.
В нефтях Сорымско-Именской, Русскинской и Южно-Конитлор-ской площадей отношение этих УВ имеет вид: Ме^п:Аг = 73,0:26,5:0,5. Заметим, что именно эти нефти характеризуются повышенной плотностью, в их составе зафиксировано значительное содержание асфа-льтово-смолистых компонентов. Нефти северных и восточных площадей, напротив, имеют низкую плотность и для них характерно значительное содержание низкоки-пящих компонентов. Следует отметить, что в конденсате Тевлинской площади содержание ароматических УВ достигает 8 %. Среди ароматических УВ толуол резко преобладает над бензолом, что служит характерным признаком нефтей главной зоны нефтегазообразова-ния [5].
По групповому УВ-составу изучаемые нефти являются арома-тиконафтенометановыми (табл. 2). В их составе нафтеноароматиче-ские УВ играют ведущую роль. Среди насыщенных УВ алканы нормального строения(н-Ме) занимают подчиненное положение. Их концентрация в отбензиненных
фракциях в большинстве случаев не превышает 16 %. Так как УВ с циклической структурой являются определяющими в составе исследуемых нефтей, то отношение нафтеновых УВ (N1) и УВ с разветвленной структурой (/-Ме) можно представить как 2:1 [5]. Учитывая особенности физико-химического состава, а также группового УВ-со-става, можно предположить, что в них реализуется следующий ряд УВ-компонентов:
№-Аг > N1 > /-Ме > н-Ме.
Изучение реликтовых УВ ациклического типа строения (н-алканов и изопреноидов) показало, что они характеризуются широким спектром. Отличительная особенность их состава — преобладание алканов нормального строения над изопре-нанами. Среди алканов нормального строения состава С3-С36 преобладают низкокипящие УВ состава С3-С11 (табл. 3).
Детальный анализ реликтовых УВ в отбензиненных фракциях нефтей Южно-Конитлорского месторождения позволил установить, что алканы состава С12-С18 доминируют над УВ состава С19-С36 (рис. 3, см. табл. 3). Максимум концентраций на кривой молекулярно-массо-вого распределения н-алканов (С1о-С4о) приходится на область ко-роткоцепочечных УВ состава С13-С16. Далее с увеличением числа атомов углерода в молекуле н-ал-кана концентрация этих УВ равномерно падает. На рис. 3 видно, что характер распределения н-алканов остается неизменным по всему разрезу: от среднеюрских до нижнемеловых отложений. Вероятно, на облик кривой, наряду с типом исходного ОВ, участвующего в генерации УВ, значительное влияние оказывает фазовый состав залежей УВ-флюидов [5].
В составе ациклических изо-преноидов максимум концентраций соответствует пристану (/-С19) или
фитану (/-С20) (см. рис. 3). Значение такого геохимического показателя как пристан/фитан для большей части нефтей изменяется от 0,57 до 1,53 (см. табл. 3). По мнению многих исследователей, это указывает на морской генезис нефтей. Однако по мнению авторов статьи, данные в табл. 3 показывают, что возрастание отношения пристан/фитан происходит в большей степени вверх по разрезу, что свидетельствует о миграционных процессах, основным препятствием для которых является наличие на пути хорошей покрышки ба-женовской свиты. Тогда по отношению пристан/фитан все нефти можно расположить следующим образом: Ю2 < Ю1< Ю0 и Ач < БС.
По мнению авторов статьи, значение отношений пристан/ н-гептадекан, фитан/н-октадекан, а также н-алканов состава С12-С18 и изопреноидов С14-С20, которые элюируются на хроматограмме в одной и той же области, характеризует фазовый состав залежей УВ-флюидов. Известно, что для нефтяных залежей значение отношений пристан/н-гептадекан и фи-тан/н-октадекан составляет > 0,3 [1]. Данные, представленные в табл. 3, показывают, что эти значения изменяются от 0,41 (Русскин-ская площадь, скв. 201) до 1,23 (Тевлинско-Русскинская площадь, скв. 100). Причем на Южно-Конит-лорском месторождении в нефтях, полученных из малышевского горизонта и ачимовской толщи в скв. 107, значения этих геохимических коэффициентов практически остаются постоянными (см. рис. 3, табл. 3). Для нефтей Сорымско-Именской, Русскинской, Южно-Ягунской площадей их значения несколько изменяются от скважины к скважине. Так, отношение пристан/н-гепта-декан и фитан/н-октадекан в не-фтях Сорымско-Именской площади изменяется от 0,41 до 1,19 и от 0,62 до 0,93 соответственно.
УВ-состав
Площадь Номер скважины Глубина, м Пласт Плотность, Р 4°, г/см3 Выход фракции НК 125 °С, % Выход фракции НК 2°° оС, %
Северо-Кочевская 71 2984-2988 Ю, 0,865 11,03 22,50
Кочевская 54 2839-2858 Ю, 0,900 9,82 19,00
Тевлинская 3 2642-2646 Ач 0,850 9,19 25,00
Тевлинская 8 2397-2415 БС10 0,863 Нет свед. 18,69
Западно-Тевлинская 83 2774-2804 Ю0 0,855 23,96
Тевлинско-Русскинская 100 2765-2778 Ю0 0,879 21,86
Тевлинско-Русскинская 8002 2676-2699 БС10 0,885 20,78
Сорымско-Именская 5 2839-2852 Ю2 Нет свед. 3,22 Нет свед.
Сорымско-Именская 5 2775-2780 Ю1 0,890 11,74 15,00
Сорымско-Именская 8 2650-2654 Ач 0,887 9,77 21,50
Русскинская 201 2860-2874 Ю2 0,890 4,94 16,00
Русскинская 214 2780-2790 Ю0 0,850 Нет свед 31,34
Южно- Конитлорская 91 2808-2818 Ю2 0,872 9,12 18,00
Южно- Конитлорская 107 3070,5-3076,0 Ю2 0,879 Нет свед. 15,33
Южно- Конитлорская 237 2778-2804 Ю0 0,874 20,16
Южно- Конитлорская 107 2912-2919 Ач 0,879 14,36
Коголымская 27 2804-2810 Ю1 0,848 " 34,08
Коголымская 45 2803-2807 Ю1 0,830 16,08 36,00
Коголымская 27 2606-2610 Ач 0,867 Нет свед. 23,13
Коголымская 38 2700-2705 Ач 0,840 17,41 33,00
Коголымская 44 2454-2465 БС!3 0,850 10,37 31,00
Южно-Ягунская 55 2820-2823 Ю1 Нет свед. 17,95 Нет свед.
Южно-Ягунская 55 2419-2425 БС„ 0,840 15,10 28,50
Южно-Ягунская 930 2548-2563 БС„ 0,860 Нет свед. 27,48
Южно-Ягунская 55 2352-2356 БС10 0,870 10,57 18,50
Южно-Ягунская 2741 2585,2-2590,0 БСю 0,870 Нет свед. 27,08
По-видимому, наряду с тем что эти показатели указывают на фазовый состав залежей УВ-флюи-дов, они также отражают положение скважины на структуре и различное содержание газа, раство-
ренного в нефти (Ларичкина Н.И., 1999). Вероятно, именно соотношение жидких и газообразных компонентов в нефти в значительной степени влияет на состав УВ-флюидов.
Отношение м-алканов (С12-С18) и изопреноидов (С14-С2о) изменяется от 2,0 до 3,0-3,5 и свидетельствует о том, что все изучаемые УВ-флюи-ды отвечают нефтяным системам, состав и свойства которых нераз-
Таблица 2
нефтей
Фракция НК 125 °С, % Фракция выше 200 °С, %
Me Nn Ar Me-Nn Nn-Ar Me-Nn н-Ме -Ме+Nn Nn-Ar
72,30 24,61 3,09 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед.
72,55 24,05 3,40 " " " " "
58,60 35,27 6,14 " " " " " "
Нет свед. Нет свед. Нет свед. 79,18 20,82 60,41 9,43 50,98 39,59
" " " 83,22 16,78 61,19 16,00 45,19 38,81
" " 91,80 8,20 54,24 4,39 49,85 43,76
" " " 90,30 9,70 55,53 12,17 43,36 44,47
81,64 18,02 0,34 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед.
73,06 26,43 0,51 " " " " " "
71,14 27,59 1,26 " " " " " "
75,55 24,02 0,43 " " " " " "
Нет свед. Нет свед. Нет свед. 83,50 16,50 60,47 14,63 45,84 39,53
67,76 31,98 0,26 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед.
Нет свед. Нет свед. Нет свед. 89,60 10,40 56,54 8,28 48,26 43,46
" " " 90,00 10,00 59,38 8,62 50,76 40,62
" " " 89,00 11,00 55,86 10,59 45,27 44,14
" " " 81,60 18,40 59,27 10,93 48,34 40,73
61,56 34,76 3,68 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед.
Нет свед. Нет свед. Нет свед. 86,21 13,79 66,42 13,36 53,06 33,58
54,43 40,39 5,18 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед.
61,15 36,04 2,81 " " " " " "
63,25 31,04 5,71 " " " " " "
61,54 34,66 3,80 " " " " " "
Нет свед. Нет свед. Нет свед. 84,10 15,90 56,82 12,44 44,38 43,18
58,78 39,11 2,11 Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед. Нет свед.
Нет свед. Нет свед. Нет свед. 87,90 12,10 55,09 8,29 46,80 44,91
рывно связаны с вмещающими их породами (Ларичев А.И., 1999).
Изучение нефтей северного и северо-восточного склонов Сургутского свода позволило сделать следующие выводы.
1. Наиболее тяжелые сернистые, смолистые нефти, содержащие повышенные концентрации асфальтенов, сосредоточены в юго-западной части изучаемой территории. В северном и
северо-восточном направлениях состав нефтей облегчается. В них сокращается содержание серы и асфальтенов и возрастает доля низкокипящих компонентов.
Состав н-алканов С3-С36 и изопрсноидов в нбфтях
Таблица 3
и
о
>
о
I т в ч
>
и >
Номер скважины н-алканы, % Изопреноиды,% Отношения
Площадь Глубина, м Пласт С3-С36 С3-С0 С12-С18 С19-С36 С14-С2о пристан С,9 фитан С2о пристан фитан н-Си н-Ск 'Си 'С20 /С19 н-С17 /С20 "'С 18
Кочевская 54 2839-2858 Ю, 10,17 5,89 2,48 1,80 0,63 0,10 0,12 0,83 3,94 0,45 0,57
Тевлинская 8 2397-2415 БС10 Нет свед. Нет свед. 2,82 2,83 0,91 0,25 0,24 1,04 3,10 0,61 0,70
Западно-Тевлинская 83 2774-2804 ю0 3,85 3,05 1,27 0,30 0,28 1,10 3,03 0,53 0,53
Тевлинско-Русскинская 100 2765-2778 ю0 1,64 1,97 0,80 0,26 0,17 1,53 2,05 1,03 0,67
Сорымско-Именская 5 2839-2852 Ю2 11,90 5,62 3,09 3,19 0,93 0,16 0,28 0,57 3,32 0,43 0,77
Сорымско-Именская 8 2650-2654 Ач 12,71 7,01 3,19 2,51 1,31 0,25 0,34 0,74 2,44 0,64 0,92
Сорымско-Именская 43 2490-2508 БС„ 10,62 5,48 2,32 2,82 1,23 0,37 0,30 1,23 1,89 1,19 0,93
Русскинская 201 2860-2874 Ю2 14,78 5,76 4,56 4,46 1,44 0,24 0,38 0,63 3,17 0,41 0,62
Русскинская 214 2780-2790 Ю0 Нет свед. Нет свед. 2,86 2,80 1,08 0,86 0,25 1,02 2,64 0,61 0,64
Южно-Конитлорская 107 3070,5-3076,0 ю2 " " 3,20 2,12 1,03 0,21 0,24 0,87 3,11 0,63 0,75
Южно-Конитлорская 91 2808-2818 ю2 9,85 4,80 2,92 2,13 1,22 0,20 0,22 0,91 2,39 0,54 0,65
Южно-Конитлорская 237 2778-2804 Юо Нет свед. Нет свед. 3,12 2,12 1,01 0,24 0,21 1,13 3,09 0,69 0,66
Южно-Конитлорская 107 2912-2919 Ач " " 3,76 3,06 1,20 0,26 0,31 0,86 3,13 0,62 0,75
Коголымская 45 2803-2807 Ю, 18,82 13,75 3,03 2,04 1,25 0,23 0,26 0,88 2,42 0,70 0,84
Южно-Ягунская 56 2370-2374 БС10 13,00 8,40 3,31 1,29 1,23 0,29 0,24 1,21 2,69 0,76 0,65
Южно-Ягунская 56 2440-2444 БС„ 17,06 10,83 2,87 3,36 1,23 0,25 0,26 0,96 2,33 0,69 0,68
-1
гп о
1
£ т
Й 5 га
5
Г)
п
>
о 00
5
а
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АЦИКЛИЧЕСКИХ РЕЛИКТОВЫХ УВ В НЕФТЯХ ЮЖНО-КОНИТЛОРСКОЙ ПЛОЩАДИ
А - скв. 107, глубина 2912-2919 м, пласт БС16-18; Б - скв. 237, глубина 2778-2804 м, пласт Ю0; В - скв. 107, глубина 3070,5-3076,0 м, пласт Ю2; 1 -н-Ые; 2 - 1-Ыв
2. Нефти в широком стратиграфическом диапазоне — от пласта Ю2 до пласта БС10 — на значительной части изучаемой территории близки по своему составу. Исключение составляют нефти Южно-Ягунского месторождения, которое расположено на северо-восточном склоне Сургутского свода на гра-
нице с Ярсомовским прогибом. Вероятнее всего, состав нефтей по разрезу в присводовой части Сургутского свода обусловлен наличием большого числа мало- и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций [4], которые в различные моменты геологического времени и на различных участках их
развития играли роль как флюи-доупоров, разобщающих самостоятельные флюидодинамические системы, так и каналов вертикальной миграции, что способствовало лучшему обмену УВ-флюидов в многопластовой залежи. Напротив, на склонах, где отмечается увеличение мощности разрезов, в том числе и глинистых пластов, нефти вверх по разрезу утяжеляются, что согласуется с региональным изменением их состава.
3. Фиксируемые изменения физико-химического состава характерны для нефтей главной зоны нефтегазообразования и отвечают главным образом нефтяным системам. В связи с этим по групповому УВ-составу все изучаемые нефти являются ароматиконафтеномета-новыми типа С. Однако в северном и северо-восточном направлениях в их составе увеличивается доля метанонафтеновых УВ, а среди бензинов возрастает содержание ароматических УВ, что свойственно нефтям газоконденсатно-нефтяных систем. Следует отметить, что состав нефтей в южной и северной частях рассматриваемой территории отвечает региональным закономерностям изменения фазового состава залежей УВ-флюидов, характерным для территории ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. В центральной части этого бассейна (Широтное Приобье) нефтяные залежи сменяются газокон-денсатно-нефтяными, а далее к северу — газоконденсатными и газовыми.
Таким образом, детальное изучение состава и свойств нефтей северного склона Сургутского свода еще раз показало, что они неразрывно связаны с особенностями геологического строения изучаемого района, а также зонального и регионального изменений состава нефтей, свойственного для нефти как самоорганизующейся материи [3].
Литература
1. Губницкий В.М. Региональный прогноз фазового состояния углеводородных скоплений на крупных территориях // Материалы сов. "Современные проблемы нефти и газа". — М.: ИГиРГИ, 2001. - С. 333-337.
2. Конторович А.Э. Типы нефтей в осадочной оболочке Земли / А.Э.Кон-торович, О.Ф.Стасова // Геология и геофизика. - 1978. - № 8. - С. 3-13.
3. Конторович А.Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / А.Э.Конторович, В.С.Сурков, А.А.Трофи-
мук и др. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 1994. - Вып. 2.
4. Славкин В.С. О природно-гео-логической составляющей роста добычи нефти в Западной Сибири / В.С.Славкин, Н.С.Шик // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001. - № 9. - С. 17-27.
5. Стасова О.Ф. Типы нефтей юрских резервуаров юго-восточной части Западно-Сибирской плиты / О.Ф.Стасова, А.И.Ларичев, Н.И.Ларичкина // Геология нефти и газа. - 1998. - № 7. -С. 3-11.
© Коллектив авторов, 2004
Results of complex investigation of surface samples of Jurassic and Cretaceous oils of north-eastern slope of Surgut arch are presented. It was traced a change of different indices of petroleum composition along the section of formations considered and in regional plan.
ИНТЕРЕСНОЙ КНИГП ПО НЕФТЕГОЗОНОСНОСТИ ШЕЛЬФОВ
Отзыв на книгу ЮЮ.М.Тригоренко, Ы.М.Мирчинка, Ъелонина, "В.С.Соболева, ^..^..^.ндиевой, М1.^.^.ндреевой, Т-С-Туревич, Л.и.Ж.уковой, ^..^..Метелиной
"ЗОНЫ НЕФТЕГНЗОННКОППЕНИЯ 0КРНИН КОНТИНЕНТОВ" (М.: ООО "Геоинформцентр", 2002)
Недра континентального шельфа - главный резерв развития добычи нефти и газа в XXI в. Главное условие роста добычи - наличие разведанных запасов нефти и газа. Однако, несмотря на ряд открытых в пределах шельфов месторождений УВ, до настоящего времени нет четкой ясности в вопросах стратегии и тактики поиска новых месторождений. Создание оптимальной модели структуры и условий формирования скоплений нефти и газа континентального шельфа на современном этапе имеет высокую актуальность для обоснования эффективных поисков новых месторождений. Это требует не только дополнительных данных, но и переосмысливания имеющегося материала на основе новых научных достижений в тектонике, бассейновом анализе и нефтяной геологии. В связи с этим проблема зонального прогноза УВ, освещенная коллективом авторов на примере бассейнов континентальных окраин, в настоящее время имеет важное практическое значение.
Зональный прогноз нефтегазонакопления определяет стратегию поисков УВ в малоизученных регионах. В его основе должно лежать четкое, принципиальное понимание зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). В настоящее время ЗНГН выделяются по разным признакам, часто спорным и неопределенным. Авторы книги главным инструментом выделения ЗНГН считают фактическую концентрацию месторождений нефти и газа.
Для прогнозирования нефтегазоносности малоизученных акваторий необходим детальный анализ концентрации локальных скоплений нефти и газа в пределах бассейнов с доказанной нефтегазоносностью. Особенности пространственного распределения УВ являются одной из наиболее ярких признаковых характеристик ЗНГН. Выделяя пространственную обособленность месторождений нефти и газа, авторы изучают причины ее возникновения. Их может быть несколько, среди которых наиболее очевидна структурная приуроченность. Оценивая по достоинству важность структурного фактора в распределении УВ на континентальных окраинах, авторы начинают свое исследование с типизации бассейнов континентальных окраин атлантической и тихоокеанской групп. Последовательная, энциклопедически полная характеристика нефтегазоносности около 40 бассейнов различного типа в пределах окраин континентов показывает многообразие типов ЗНГН акваторий. Системное описание столь большого числа нефтегазоносных бассейнов континентальных окраин уже само по себе делает книгу очень ценной.
Изменение плотности УВ-ресурсов в пределах различных ЗНГН зависит от особенностей эволюции бассейна. Количественная продуктивность недр определяется, как показано в работе, многими факторами. Наиболее важные из них - историко-геологический и флюидодинамиче-ский, учитывающие условия и масштабы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Процессы избирательной и неравномерной миграции УВ из очагов их генерации являются причиной неравномерного распределения УВ-ресурсов. Попытки количественно связать процессы генерации, миграции и аккумуляции нефти и газа не всегда дают однозначные решения, однако иллюстрируют зависимость изменения плотности УВ от генезиса и строения ЗНГН.
Одна из важных проблем, затронутых авторами, - прогноз фазового состояния УВ. Эта проблема на сегодняшний день актуальна и до сих пор остается окончательно неразрешенной. Какие факторы являются определяющими при формировании нефтяных или газовых скоплений на акваториях? В чем особенность формирования нефтяных и газовых скоплений в бассейнах континентальных окраин в отличие от хорошо изученных внут-риконтинентальных бассейнов суши? В книге показаны факторы, прямо или косвенно влияющие на зональное распределение УВ и процентное содержание нефтяной или газовой составляющей общего УВ-потенциала бассейна.
Историко-геологический, структурный и геохимический факторы, температурный режим бассейна - все эти критерии в совокупности формируют фазово-генетическую модель реализации УВ-потенциала бассейна. Однако структурная эволюция ЗНГН определяет различную интенсивность проявления того или иного фактора. Поэтому для качественного и количественного прогнозов ЗНГН необходимо глубинное изучение строения континентальной окраины, понимание общего и отличного от строения сопредельной суши и собственно океанической впадины.
Подробно проанализировав зональные скопления УВ в недрах Тихоокеанской и Атлантической континентальных окраин, авторы используют выработанные методические подходы для прогноза нефтегазоносности акваторий России. Особое внимание при этом уделяется акваториально-му продолжению Тимано-Печорской провинции, Карскому морю и северо-восточному шельфу Сахалина как наиболее интересным с точки зрения нефтегазоносности и относительно изученным акваториальным бассейнам России. Этой проблеме посвящена последняя глава книги.
Данная книга фундаментально освещает все основные аспекты формирования нефтегазоносности бассейна. Многочисленные примеры позволяют использовать методы аналогий применительно к малоизученным акваториальным бассейнам России. Научно-методические вопросы и решения, предложенные авторами, безусловно, получат дальнейшее развитие при изучении и прогнозировании ЗНГН. Данная книга является несомненным шагом вперед в познании закономерностей размещения месторождений нефти и газа на континентальных окраинах, она может служить хорошим пособием для понимания процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
М1.^.К.рылов, ^¡В.Ступакова
