CC BY
140
Vesúoá IG Komi SC UB RAS, September, 2014, № 9
УДК 553.04
ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ
Л. А. Анищенко |, О. В. Валяева, О. С. Процько, О. Ф. Разманова
Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар [email protected], [email protected]
Рассмотрены особенности состава тяжелых нефтей. Показаны закономерности распространения их в разрезе и по площади бассейна. Выделены типы тяжелых нефтей по содержанию твердых парафинов и закономерности их расположения по площади. Ключевые слова: тяжелые нефти, твердые парафины, групповой состав, типизация нефтей.
HEAVY OILS OF TIMAN-PECHORA PROVINCE
L. A. Anischenko |, O. V. Valyaeva, O. S. Protsko, O. F. Razmanova
Institute of Geology of Komi SC Ural Branch Russian Academy of Sciences, Syktyvkar
The features of heavy oils composition have been reviewed. The distribution laws of heavy oils were represented in section and in basin area. Type of heavy oils by hard paraffins composi-tion and their distribution laws were described. Keywords: heavy oils, hard paraffins, group composition, oil typification.
Введение
В настоящее время в связи с растущим потреблением нефти и нефтепродуктов, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений в России, а также в других нефтедобывающих странах мира увеличивается добыча тяжелых, высоковязких нефтей. По оценкам специалистов, на 2005 г. мировой суммарный объем запасов таких нефтей оценивался в 810 млрд т, что почти в пять раз превышало объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составлявший лишь 162.3 млрд т. Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обусловливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все большее внимание [5].
Российские запасы тяжелой, высоковязкой нефти и природных битумов оцениваются в 6—7 млрд т. В Печорском седиментационном бассейне на долю тяжелых нефтей приходится порядка 40 % от общего баланса запасов нефтяных углеводородов (УВ) [2]. На территории Тимано-Печорской провинции (ТПП) тяжелые нефти составляют примерно треть извлекаемых запасов нефти [4]. Добыча тяжелой нефти на ТПП несо-
измерима c ее дoлeй в зaпacax и в ш-cтoящee время cocтaвляeт менее 15 % cyммapнoй дoбычи нефти в регжне. Bœro m территории TПП pacпoлoжe-ж бoлee 40 мecтopoждeний тяжельк нефтей, ocнoвныe зaпacы cocpeдoтo-чены в Tn^am^^ Xopeйвepcкoй и Bapaндeй-Aдзьвинcкoй нeфтeгaзo-mcmix oблacтяx. При этом ocнoв-шя чacть зaпacoв (^лее 95 %) cвязa-m c дecятью ^^нейшими мecтopo-ждениями (Ярегстае, Topaвeйcкoe,
Угаж^е, Зaпaднo-Xoceдaюcкoe и др^ие). B Pecпyбликe Кюми бoль-шoe внимaниe yдeляeтcя cocтoянию paзpaбoтки зaлeжeй выcoкoвязкoй нефти, зaпacы кoтopoй cocтaвляют cyщecтвeннyю чacть в oбщeм бaлaн-ce зaпacoв paзpaбaтывaeмыx мecтo-poждeний [8].
Изyчeниeм тяжeлыx, вышта-вязкиx нефтей в TПП в paзличнoe время и c paзныx пoзиций зaнимa-лиcь
Тектонические структуры Возраст нефтенасы-щенных отложений Глубина залегания, м
Варандей-Адзьвинская структурная зона, Вал Сорокина Т2; Ti; Р2; Pik; Piar; Pia+s; Cit+D3fm (единично) 850—1650; 2750
Сарембой-Леккейягинский вал Di; D3f2 3500—3606; 2650—2844
Хорейверская впадина P2; Pi; D3fin; D3f; S; 03 400—3700
Печоро-Кожвинский авлакоген P2; Pi; D3fm 300—1180; 4500
Тиманская гряда, Ухта -Ижемский вал D2; D3f 50—950
Ижма-Печорсьсая синеклиза P2; Pik; Piar; Ci; C2, D3f 700—1700
Предуральский прогиб P2; Pi-Ci; Civ; D2 (единично) 400—1650 (единично 4000)
"ВесЛЛии ИГ Коми НЦ УрО РАН, сентябрь, 2014 г., № 9
Рис. 1. Карта распространения тяжелых нефтей Тнмано-Печорской провинции. Составлена: Л. А. Анищенко, О. Ф. Размановой
Г. И. Андреев, Л. А. Анищенко, А. В. Борисов, Д. А. Бушнев, А. К. Головко, И. С. Гольдберг, С. А. Данилевский, А. Н. Желудев, Н. Г. Жузе, Г. П. Курбский, 3. М. Кузьбожева, Т. А. Кирюхина, Н. Н. Косенкова, 3. П. Склярова, А. В. Ступакова, В. С. Соболев,
Ю. М. Трифачев, Э. Н. Овчинников, А. К. Цейхмейстрюк и другие.
Результаты и их обсуждение
3алежи тяжелых нефтей распространены в различных структурно-тектонических зонах ТПП
(рис. 1, табл.). Наблюдается отличие различных структурно-тектонических зон (рис.1) по стратиграфическому и гипсометрическому распределению тяжелых нефтей. Они встречаются на глубинах от 100 м (Ярегское месторождение) до 4000 м (Табровояхинское месторождение)
УеобнЖ Ю Кот1 БО УБ ПДБ, БергетЬег, 2014, № 9
Рис. 2. Содержание твердых парафинов в нефтях доманикового комплекса северной части ТПП. Составлена Л. А. Анищенко, О. Ф. Размановой
и в широком стратиграфическом диапазоне — от ордовикских (Средне-Макар ихинское месторождение) до верхнетриасовых (вал Сорокина) отложений.
В Хорейверской впадине и Ижма-Печорской синеклизе залежи тяжелых нефтей встречены в палеозойских отложениях: от ордовикских и верхнедевонских до верхнепермских включительно. Подавляющее большинство залежей, приуроченных к верхним стратиграфическим горизонтам (С-Т), расположены в основном в сложных тектонических зонах на территориях вала Сорокина, Печоро-Колвинского авлакогена и Предуральского прогиба (рис. 1). Наименьшие глубины залегания тяжелых нефтей выявлены в пределах Ухта-Печорского вала Тиманской гряды и Ижма-Печорской синекли-зы. Основная часть глубокозалега-ющих тяжелых нефтей локализована в пределах Хорейверской впадины [1]. Для рассмотренных залежей было определено содержание сорбированных газов в нефти и выявлена зависимость их содержания от глу-
бины залегания. Зависимость увеличения газосодержания от глубины отчетливо прослеживается в северном и северо-восточном направлениях. Повышенные содержания газов в тяжелых нефтях, залегающих в глубоких горизонтах, вероятно, могут быть связаны со вторичным поступлением УВ в разрушенные залежи на последующих этапах погружения толщ. Южные районы Ижма-Печорской впадины и Ухта-Ижемского вала характеризуются пониженным газосодержанием, высокой концентрацией тяжелых УВ и азота (рис. 1).
Исследование фазового состава нефтей позволило выделить два типа залежей: однофазные — нефтяные и двухфазные, формирующие нефтяные оторочки газовых метановых залежей, которые сосредоточены в пределах Тиманской гряды и Печоро-Кожвинского мегавала. Состав нефтей различен: концентрации серы, твердых парафинов, легких фракций, смол и асфальтенов изменяются в широких пределах. По содержанию твердых парафи-
нов тяжелые нефти подразделяются на четыре группы: низкопарафи-нистые, парафинистые, среднепара-финистые и высокопарафинистые. С увеличением парафинистости уменьшается содержание смол, ас-фальтенов и увеличивается содержание бензиновых фракций в нефтях. Низкопарафинистые нефти характеризуются плотностью 0.946— 0.994 г/см3, содержат менее 0.5 % твердых парафинов, — 5 — 28 % смол, 0.26—11 % асфальтенов, 1.1— 3.5 % серы. Они имеют в основном ароматико-нафтеновый состав (фракция 200—300 °С). По классификации А. А. Петрова [6], низко-парафинистые, высокосмолистые нефти относятся к химическому типу «Б». В парафинистых и особенно в среднепарафинистых нефтях появляются химические типы «А», в которых алканы преобладают над цикланами или находятся в равных соотношениях. Плотность парафи-нистых нефтей изменяется от 0.904 до 0.973 г/см3, содержание твердых парафинов достигает 2.5 %, смол
5—17 %, асфальтенов 1.8—16 % и серы 0.5—2.8 %. Для среднепарафинистых нефтей с плотностью 0.906— 0.981 г /см3 содержание твердых парафинов — 5 %, смол и асфальтенов
6—15 % и 5—12 % соответственно, серы 2.3—2.7 %.
Специфической особенностью ТПП является широкое распространение залежей, содержащих большое количество твердых парафинов [7]. Утяжеленные и тяжелые нефти—вы-сокопарафинистые (тв. парафинов больше 10 %), выявлены на больших глубинах, в зонах развития стадий катагенеза в пределах МК3—МК4. В этих нефтях практически не содержатся асфальтены, концентрация серы достигает лишь 0.2 %, а смол 2 %. Эти нефти практически представляют собой остаточный дифференциат высокопарафини-стых нефтей и тяжелых газоконденсатов.
Наиболее детально были исследованы изменения содержаний твердых парафинов в тяжелых нефтях доманикового горизонта. В результате были установлены территориальные закономерности изменения содержания твердых парафинов (рис. 2). На большей части рассматриваемой территории (Ижма-Печорская, Печоро-Кожвинская, Хорейверская НГО) содержание твердых парафинов (определенное и предполагае-
^естЛик ИГ Коми НЦ УрО РАН, сентябрь, 2014 г., № 9
мое) находится в пределах от 1 до 6 % (парафинистые и среднепарафини-стые нефти). Высокопарафинистые нефти территориально приурочены к Печоро-Кожвинскому мега-валу, центральной и северо-восточной частям Хорейверской впадины и зонам ее сочленения с Варандей-Адзьвинской структурой и Предуральским прогибом. Накопление твердых парафинов в нефтях связано с более поздним поступлением в залежи флюидов жестких стадий катагенеза. Нефти с низким (< 1 %) содержанием твердых парафинов встречены на Садаягинской ступени (месторождение им. Р. Требса). Рассмотрев состав различных типов тяжелых нефтей Тимано-Печорского бассейна можно предположить два механизма их формирования [1]. Механизм гипергенного разрушения углеводородных залежей в приподнятых областях с активным водообменом и нарушенной изолирующей покрышкой, при-
водящий к образованию палеоги-пергенных нефтей с высоким содержанием серы, как, например, на вале Сорокина [3]. Зоны проявления имеют четкую территориальную приуроченность к областям региональных размывов отложений и связаны с завершающими этапами ме-гациклов седиментогенеза. Второй механизм образования тяжелых нефтей связан с разрушением углеводородных систем (нефтеконденса-тов, тяжелых конденсатов) конечных этапов нефтеобразования, во время кото-рых формируются преимущественно остаточные нефтяные или нефтеконденсатные системы.
Выводы
В Тимано-Печорской провинции залежи тяжелых нефтей распространены в широком стратиграфическом диапазоне от ордовикских до верхнетриасовых отложений. Образование большинства залежей тяжелых нефтей верхних комплексов
(С—Т) в тектонически нарушенных областях обусловлено вертикальной миграцией УВ из нижних горизонтов.
Распространение различных по физико-химическому составу тяжелых нефтей связано с процессами биохимического и физического разрушения нафтидных систем. Неоднократное сокращение площадей осадкообразования и инверсионные тектонические движения приводили к дегазации недр и разрушению нефтяных залежей в зонах палеоги-пергенеза. Высокопарафинистые тяжелые нефти, выявленные на больших глубинах, образованы за счет разрушения нефтеконденсатных углеводородных систем и тяжелых конденсатов конечных этапов не-фтеобразования.
Работа выполнена при финансовой поддержке Программы Президиума РАН № 12-П-5-1027.
Литература
1. Анищенко Л. А. Тяжелые нефти Тимано-Печорского бассейна. Особенности их состава и распространения // Сб. матер. междунар. науч.-практ. конф. Природные битумы и тяжелые нефти: СПб.: Недра, 2006. С. 40—48.
2. Анищенко Л. А., Аминов Л. 3., Дедеев В. А. и др. Геология природных углеводородов Европейского Севера России. Сыктывкар, 1994. 179 с.
3. Бушнев Д. А Генетические особенности нефтей Варандей-Ддзьвинской
зоны Печорского бассейна. Сыктывкар, 1998. 24 с.
4. Макаревич В. Н, Искрицкая Н. И., Богословский С. А. Ресурсный потенциал тяжелых нефтей Российской Федерации: перспективы освоения // Нефтегазовая геология. Теория и практика: Электрон. науч. журн. 2010. № 5. http://www.ngtp.ru/rub/6/29_2010.pdf
5. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технология ТЭК. 2005. № 6.
С. 36-40.
6. Петров Ал. А. Углеводороды: нефти. М.: Наука, 1984. 212 с.
7. Склярова 3. П. Геохимия труд-ноизвлекаемых углеводородных флюидов Тимано-Печорской провинции. Ухта, 2007. 68 с.
8. Фридман А. В., Тимонина Н. Н. Перспективы развития нефтедобычи в Республике Коми // Известия Коми НЦ УрО РАН. Выпуск 3(7). Сыктывкар, 2011. С. 64-69.
Рецензент к. г.-м. н. С. С. Клименко
