НЕФТЕХИМИЯ, 2014, том 54, № 3, с. 186-194
УДК 553.98
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СЛАБОПРЕОБРАЗОВАННЫХ НЕФТЕЙ КИТАЯ ОЗЕРНОГО ГЕНЕЗИСА
© 2014 г. Т. Л. Виноградова, С. А. Пунанова
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва E-mail: punanova@mail.ru Поступила в редакцию 18.10.2013 г.
Проведен анализ и обобщение данных по физико-химическим свойствам, углеводородному и микроэлементному составу углеводородных флюидов из разнообразных нефтегазоносных бассейнов китая. Установлена взаимосвязь распределения широкого спектра углеводородов биомаркеров в нефтях с различной соленостью озерных отложений. Разнообразие фациальных обстановок, характеризующих захоронение и преобразование исходного органического вещества (ОВ), генерирующего углеводороды, отражается в особенностях состава нефтей. Выявленные показатели рекомендуется использовать при геохимической корреляции нефтей и органического вещества пород, а также при прогнозе физико-химических свойств, углеводородного и микроэлементного состава нефтяных скоплений.
Ключевые слова: генерация нефти, преобразованные нефти, геохимическая корреляция нефтей, углеводороды-биомаркеры, микроэлементный состав нефтяных скоплений.
DOI: 10.7868/S0028242114030125
Изучение геолого-геохимических закономерностей размещения УВ скоплений на примере многих нефтегазоносных бассейнов (НГБ) мира позволило констатировать взаимосвязь химического типа и фазового состояния нефтей и конденсатов с фациальными условиями осадкона-копления исходного ОВ и его составом [1]. Так, нефти ранних генераций, образованные в различных литофациальных зонах (морских — глубоководных, мелководных и прибрежно-дельтовых; континентальных — озерных, угленосных и субугленосных), имеют свои геохимические особенности, представляющие определенный интерес [2, 3]. В настоящей статье рассмотрены физико-химические свойства, углеводородный и микроэлементный состав нефтей НГБ Китая, генерированных ОВ озерных фаций различной солености на ранних стадиях его преобразования.
Озерные отложения мезо-кайнозойского возраста континентальных фаций характеризуются в Китае широким развитием и повсеместной неф-тегазоносностью. Они обнаружены в НГБ Бохай-вань, Джинхан, Турфан-Хами (Турпан), Ингхей, Цайдам, Сунляо, Субей, Ордос, Сычуань и др. (более 245 НГБ, площадью 1000 км2). Незрелые и слабозрелые нефти континентального происхождения занимают важное место в Китае, и их изучению посвящены работы многих китайских исследователей [4 —11].
Озерные отложения образовались в различных обстановках осадконакопления (соленоводных, солоноватоводных (солоноватых) и пресноводных). Они представлены, главным образом, темноцветными глинами (40—60% от осадочных пород). Для озерных отложений характерны II тип керогена, большое содержание рассеянного ОВ в материнских породах (Сорг в среднем составляет 2—3%) и высокий выход хлороформенного биту-моида (около 1.2%), что создает высокий нефте-генерационный потенциал и характеризует неф-тематеринские породы как "хорошие" (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1984). Отмеченные геохимические особенности озерных континентальных толщ, распространенных на территории Китая, предопределяют благоприятные перспективы нефте-газоносности этих отложений.
Соленоводные фации. Соленоводные (соленые) фации мелководных озерных отложений представлены [5—7] серией эвапорито-терригенных пород палеогена и олигоцена, сложенной аргиллитом, глинистым сланцем, известняком с ангидритом, аргиллитом, обогащенным гипсом (НГБ Бохайвань, Джинхан, Джунгар и др.).
Нефти соленоводных фаций установлены ((табл. 1)) в диапазоне глубин 1192—2698 м. Пластовые температуры составляют 82—87°С. Величины показателя отражательной способности витринита (Я0) варьируют от 0.30 до 0.55%. Нефти
Таблица 1. Геолого-геохимическая характеристика неморских нефтей Китая [4, 5, 7, 11]
№ п/п Озерные фации
Параметры нефти соленоводных фаций нефти солоноватовод-ных фаций нефти пресноводных фаций
1 Глубина, м 1412-2698 1192-2440 2104-3017 1832-2458
2 Возраст палеоген олигоцен олигоцен
3 Плотность, г/см3 0.899-0.934 0.892 0.849-0.92 0.868-0.957
4 Сернистость, 8, % 0.7-1.7 1.1 0.5-0.7
5 Изотопный состав, % 5С13 -26.2 -(25.8-32) -(27.4-28.8)
SD -135.4 - -146.8
5834 +4.97 +7.5 +10.4
6 Компонентный состав, %:
Насыщенные УВ 41.2-50.8 36.6-50.0 32.2-60.5
Ароматические УВ 20.4-24 11.7-13.2 11.5-22.7
Гетероциклические соединения + асфальтены 28.4-34.8 38.0-50.2 16.8-56.3
тяжелые и очень тяжелые (0.899—0.934 г/см3), средней сернистости и сернистые (0.7—1.7%), ма-лопарафинистые, высокосмолистые (до 34.8%). Насыщенные УВ в них составляют 41.2—50.8%, ароматические 20.4—24.0%. Относительно высоко значение изотопного состава 8С13 — 26.2%о.
Алканы. В нефтях из данных фаций преобладают изопреноиды фитан и пристан, отмечается незначительное количество н-алканов, что позволяет отнести нефти к химическому типу А-2 (рис. 1). Максимум н-алканов наблюдается в области н-С15—н-С17. Среди н-алканов доминируют четные гомологи. Отношение нечетные н-алка-ны/четные н-алканы (табл. 2) составляет 0.46—1.0 [5, 6]. Установлен избыток ациклических изопре-ноидов. Пристан и фитан превышают н-С17 и н-С18. Отношение П/н-С17 составляет 1.5—2.9, а Ф/н-С18 достигает 2.8—5.2. Соотношение П/Ф равно 0.4, т.е. преобладает фитан. Отмечается [11] избыток Р-каротана, каротиноидной серии (пигментная из 8 изопреновых звеньев), представленной УВ С13Н26-С31Н62, серии витамина Е. Встречаются изопреноиды и-С25 и и-С30 (сквалан).
Цикланы. Средние величины биомаркерных компонентов приведены в табл. 2. По данным [6], в нефтях соленоводных фаций НГБ Джунгар и Джинхан по сравнению с другими озерными фациями (солоноватоводных, пресноводных) снижены доли моноциклических, бициклических, стерановых и тритерпановых УВ. На этом фоне выделяется повышенное количество ароматических
стеранов. Величины отношений 208/20(8 + Я) (С29) составляют 28—33%, что свидетельствует о слабой зрелости нефтей и ранней стадии нефтяной генерации.
Стераны. По приводимым [5] результатам, сте-раны в нефтях соленоводных фаций НГБ Бохайвань преобладают. Отношения гопаны (Г27—Г35)/стераны (С27—С29) равны 0.4—0.5. Среди стеранов (рис. 2) доминируют стеран С27 (30—40%) и стеран С29 (35—39%). Присутствуют стеран С30, моноароматические и триароматические стераны. Наблюдается большое количество низкомолекулярных стеранов С21 (прегнан, дигинан). Также обнаружены 4-метилстераны (С28—С30). Среди 4-метил-стеранов установлено повышенное количество диностеранов. В нефтях мало диастеранов. Отношение диастераны/Ддиастераны + регулярные) стераны невелико (0.04—0.09).
Терпаны. Количество терпановых УВ в нефтях соленоводных фаций достигает 8.5% (табл. 2). Тритерпаны представлены гопанами от Г27 до Г35 (рис. 3). Доминирует Г30, много гаммацерана. Отношение гаммацеран/Г30 составляет в среднем 1.2—1.3. Отношения моретан/Г30 и Т/Тт (Г27) равны соответственно 0.12 — 0.13 и 0.4 — 0.5. Присутствуют серии 8 и Я гомогопанов от Г31 до Г35. Отношение Г35[228 + 22Я]/Г33[228 + 22Я] составляет 0.5—0.15. Кроме избытка гомогопанов Г35, иногда отмечается присутствие алкенов. Согласно [6], в нефтях соленоводных и солоноватоводных озер-
Образец 7 1516 .А А Рг i Ph 19 25 dUj.lllillljUkL-_
Образец 8
1516
Рг
. I Lui I
^ Л
18
Ph
19
23 25 21 28
31
32
(а)
15
Образец 1
' .. ' ll il.
i
Ph
Рг
lljj
25
j JLJJL
18
Образец 3 1516
jJJ
Ph
19 21
Mil
23
25
.lilllL-
(б)
Образец 9
15
PrPh
__J!X
25
Retenlion time
Образец 11
17
28
Ph
Ш
25
Retenlion time
(в)
Рис. 1. Хроматограммы алкановых фракций незрелых нефтей [5]. Условные обозначения: а — нефти из соленоводных фаций; б — нефти из солоноватоводных фаций; в — нефти пресноводных фаций. Номера на рисунке означают число углеродных атомов н-алканов; Рг — пристан; РИ — фитан.
ных фаций концентрация трициклических терпа-нов С20—С23 (ТТС23 — самый высокий пик) относительно высока и содержание трициклических терпанов может быть использовано как индикатор озерных осолоненных обстановок осадкона-копления. Соотношение 228/22(8 + Я) (Г31) равно 57—59%. Эти величины отвечают концу незрелой стадии нефтяной генерации.
Ароматические УВ. В ароматических фракциях нефтей озерных фаций всех видов присутствуют изомеры нафталина, антрацена и фенантрена [5,
6]. Для соленоводных фаций значения метилфе-нантренового индекса повышены. По данным [5], в нефтях соленоводных и солоноватоводных фаций доминирует 9-метилфенантрен (9МР > 2МР). В пресноводных фациях преобладает 2-метилфе-нантрен (2МР > 9МР), при созревании его концентрация снижается.
Сернистые соединения. Высокомолекулярные сернистые компоненты, такие как тиофены, бен-зотиофены, дибензотиофены, их алкильные производные и производные тиофенов на прямых це-
№
п/п
"Г"
2
3
4
5
6
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
ща 2. Распределение УВ соединений и их соотношения в неморских нефтях Китая [5—11]
Озерные фации
Параметры нефти нефти нефти
соленоводных солоноватовод- пресноводных
фаций ных фаций фаций
Алканы
Нечетные н-алканы/четные н-алканы (СР1) 0.46-1.0 1.1-1.2 0.9-1.1
Максимумы в распределении н-алканов н-С15-н-С17 Н-С15—Н-С^8 Н-С15—Н-С18
н-С20—н-С23 н-С20 н-С23
Модальность распределения мономодальный бимодальный бимодальный
П/Ф 0.4 0.7-0.8 0.6-1.0
П/н-С17 1.5-2.9 0.5-0.6 0.9-1.1
Ф/н-СХ8 2.8-5.2 0.5 1.0
Цикланы
Циклические УВ, %: [6]
Моноциклические 10 .2 15 .7 17.0
Бициклические 3. 9 4 2 5.0
Стераны 3. 7 8 6 5.0
Ароматические стераны 2. 3 0 6 0.2
Терпаны 8. 5 11 .3 15.6
Стераны С27-С29, %: [5]
С27 30- 40 39- 40 30-42
С28 25- 31 30- 35 26-27
С29 С30 Диастераны/диастераны + регулярные стераны С27 35- 39 26- 30 32-44
+ 0.04- " 0.09 0.02- " 0.05 + 0.05-0.10
*Дигинан/дигинан + прегнан 29- 50 33- 36 35-49
Моноароматические стероиды, %:
С27 17- 20 23- 31 «14
С28 33- 37 42- 51 «27
С29 45- 50 26- 27 «59
Триароматические стероиды, % 41- 52 28- 30 36-59
208/20(8 + Я), стеран С29 % 28- 33 20- 30 25-30
С29 /5р + рр, % 20- 29 18- 21 24-30
С21+С22 /С27-С29 (стераны)
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.