научная статья по теме ГИПЕРГЕННО ПРЕОБРАЗОВАННЫЕ НАФТИДЫ: ОСОБЕННОСТИ МИКРОЭЛЕМЕНТНОГО СОСТАВА Геология

Текст научной статьи на тему «ГИПЕРГЕННО ПРЕОБРАЗОВАННЫЕ НАФТИДЫ: ОСОБЕННОСТИ МИКРОЭЛЕМЕНТНОГО СОСТАВА»

ГИПЕРГЕННО ПРЕОБРАЗОВАННЫЕ НАФТИДЫ: ОСОБЕННОСТИ МИКРОЭЛЕМЕНТНОГО СОСТАВА

© 2014 г. С. А. Пунанова

Институт проблем нефти и газа РАН Москва, 119333, ул. Губкина, 3

E-mail: punanova@mail.ru Поступила в редакцию 15.12.2011 г. Принята к печати 24.01.2012 г.

Обобщены исследования по трансформации состава нафтидов (нефтей и битумов) в различных нефтегазоносных бассейнах (НГБ) при гипергенных процессах с целью выявления их характерных особенностей для более точного прогноза сохранности залежей, а также товарных качеств нефтей, как углеводородного сырья, обогащенного промышленно значимыми токсичными металлами. На примере НГБ США, Канады, Бразилии, Венесуэлы, Нигерии, России, Казахстана и Туркмении показано, что концентрации и соотношения содержаний микроэлементов (МЭ) и металлопорфи-риновых комплексов (МПК) — ванадиевых (Vp) и никелевых (Nip), ассоциированных с тяжелыми смолисто-асфальтеновыми компонентами нефтей, являются геохимическими критериями гипер-генно преобразованных флюидов. Нефти в процессе гипергенеза обогащаются металлами. Однако увеличение концентраций МЭ в нефтях происходит дифференцированно: значительно обогащаются V, Ni, Co, Mo, Cr и другими МЭ, а также МПК нефти, генерированные сапропелевым органическим веществом (ОВ), изначально богатые металлами (месторождения Южно-Татарского свода Волго-Урала, Бузачинского свода, Афгано-Таджикской впадины, Маракаибского НГБ Венесуэлы). В нефтях, первоначально обедненных МЭ, генерированных, как правило, гумусовым типом ОВ, также возрастают содержания МЭ, однако их концентрации ниже в сравнении с обогащенными нефтями на 1—3 порядка (месторождения нефтей прибрежных бассейнов Нигерии и Бразилии). Для диагностики гипергенно преобразованных флюидов показана эффективность комплексного использования углеводородных и микроэлементных показателей.

Ключевые слова: нефти, нафтиды, гипергенные процессы, микроэлементы, органическое вещество.

Б01: 10.7868/80016752513110083

Образование вторично измененных нефтей, залегающих на относительно небольших глубинах (как правило, до 2-х км), связано с процессами современного или древнего гипергенеза, при которых в результате интенсивных восходящих движений нефти подвергаются действиям физического выветривания, окисления, вымывания водами (промывания), биодеградации и осерне-ния. Наиболее измененные нефти встречаются также в зонах активного водообмена, на водоне-фтяных контактах (ВНК). При гипергенезе под влиянием перечисленных процессов изменяются как физико-химические свойства нефтей и их УВ состав, так и содержание МЭ и их соотношения. Состав нефти трансформируется, изменяясь от легкой, парафиновой, низкосернистой до тяжелой, асфальтово-смолистой нафтеновой. Происходит потеря легких фракций и резко возрастает абсолютная концентрация элементов, связанных со смолисто-асфальтеновыми компонентами — V,

N1, Со, Мо, Сг, Си и др. Кроме того, из маломинерализованных пластовых вод нефти сорбируют элементы с переменной валентностью (V, Бе, и). Увеличение в нефтях V происходит особенно интенсивно в присутствии элементарной серы и сероводорода.

Наиболее информативными геохимическими показателями, способными продемонстрировать принципиальные отличия флюидов зоны гипер-генеза от скоплений нафтидов другого типа, наряду с УВ составом, являются концентрации и соотношения содержаний металлов, таких как V, N1, Со, Мо, Zn, Сг, Си, Бе, и и металлопорфири-новых комплексов (МПК) — ванадиевых (Ур) и никелевых (№р), связанных также с тяжелыми смо-листо-асфальтеновыми компонентами нефтей.

Материалом для обобщений послужило изучение микроэлементного состава (МЭ) нафтидов, проведенное непосредственно автором по Волго-

Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносным провинциям (НГП), а также Бузачинскому своду (Казахстан) и Афгано-Таджикской впадине (Таджикистан). Кроме того, был проработан большой объем фактических данных по нефтям и твердым битумам НГБ России, США, Канады, Бразилии, Венесуэлы и Нигерии.

Анализ результатов исследований по воздействию гипергенеза на МЭ состав нафтидов позволил нам сгруппировать регионы с учетом их тектонической принадлежности и показать пределы изменения содержаний наиболее изученных элементов (V и N1) в нефтях, затронутых и не затронутых преобразованием, а также в природных битумах, являющихся продуктами максимального проявления действия гипергенеза (табл. 1).

Контрастность изменения МЭ показателей ги-пергенеза нефтей и диапазон обогащения нефтей и битумов МЭ определяется исходным изначально различным их МЭ составом. Нефти, не измененные процессами вторичного преобразования, делятся на две группы — обогащенные и обедненные МЭ [14]. Первые генерированы сапропелевым органическим веществом (ОВ) морского генезиса (доманикиты, бажениты, свиты Ла-Луна, Монтерей и др.) средней стадии преобразованно-сти (МК1—МК2) и по преобладанию V характеризуются как ванадиевые (У/№ > 1) с высоким содержанием МЭ (Е(У + N1) = 100-150 г/т) и МПК. Первичное исходное ОВ уже в диагенетическую стадию обладало высокими концентрации МЭ (V, N1, Со, Мо, Си, Сг, Бе, Zn и др.), тесно связанных со смолами, асфальтенами и серой. Нефти, обедненные МЭ, генерированы гумусовым ОВ (или сапропелевым, но с высокой примесью гумусовой компоненты), характеризуются как низкосернистые, никелевые > 1) с пониженным содержанием МЭ и МПК. Нефти этого типа могут также образовываться из сапропелевого ОВ, но лишь на ранних этапах нефтеобразования (ПК1—2) [15]. В них могут быть встречены в более высоких концентрациях элементы, ассоциированные с легкими летучими фракциями нефтей (Аз, Щ, Se, Сё, Sb и др.).

Типизация нефтей по содержанию "биогенных" элементов (V, N1, Бе) и физико-химическим свойствам выявила существенные отличия гипер-генно измененных нефтей в общем цикле нафти-догенеза. Они выделены нами в самостоятельный класс и являются нафтидами, вторично обогащенными МЭ, значительно отличаясь от класса неф-тей, первично обогащенных МЭ [16]. Это ванадиевый (V > N1 > Бе) или железистый (Бе > V > N1) типы нефтей, в которых генетический показатель — отношение > 1. Содержание "биогенных" элементов — V и N1 в нефтях многих месторождений превышает соответственно 100 и 50 г/т. Концен-

трации Мо, Си, Zn, Re и др. также повышены (от 0.1 до 4 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 платформенными областями и тяготеют к небольшим глубинам (менее 2.0 км), но могут быть приурочены к тектонически мобильным областям земной коры, рифтовым зонам, авлакогенам, краевым прогибам, межгорным впадинам.

Таким образом, при гипергенезе значительно обогащаются V, N1, Со, Мо, Сг и другими МЭ, а также МПК нефти, изначально богатые металлами (табл. 1). В качестве примеров ниже приведены данные по Волго-Уральской НГП, Бузачинскому своду (Казахстан), Афгано-Таджикской впадине (Таджикистан) и Маракаибскому НГБ (Венесуэла).

Продуктивным отложениям верхних частей разреза Татарии и Ульяновской области часто свойственны нефти тяжелые (0.902—0.984 г/см3), высокосернистые (3.5—4.6%), вязкие, с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов. Содержания МЭ достигают высоких значений, в г/т: V (180—1162), Бе (131), N1 (до 124), Си (38), Мп (12), РЬ (8.0), Zn (6.0), Т1 (4.0), Сг (0.7), Ge (0.7). Усредненные данные по МЭ составу нефтей Башкирии и Татарии [1] представлены в табл. 2. Нефти девонских, каменноугольных и пермских отложений Южно-Татарского, Башкирского сводов и Бирской седловины — первично обогащенные МЭ, ванадиевого типа, вероятно не затронутые ги-пергенезом. Нефти нижнекаменноугольных отложений Татарского свода явно несут следы гипергенных преобразований, которые значительно проявились в Мелекесской впадине [1]. Максимальные содержания V и N1, коррелируемые с повышенной сернистостью (рис. 1а и б), обнаружены в нефтях нижнекаменноугольных залежей восточного борта Мелекесской впадины, например, на месторождениях Степноозерское (соответственно 840 и 74 г/т) и Нурлатское (658 и 93 г/т).

Битумоносные толщи на территории Республики Татарстан наиболее исследованы в районах западного склона Южно-Татарского свода и восточного борта Мелекесской впадины. Скопления битумов приурочены в основном к отложениям пермского возраста и залегают на глубинах до 400 м. Среди битумоносных площадей по физическим свойствам и химическому составу встречаются высоковязкие нефти (Ашальчинское месторождение), но в большинстве своем это мальты (Мордово-Кармальское месторождение), маль-ты-асфальты (Сугушлинская залежь), асфальты (Горское месторождение, Аканская залежь), асфальт-асфальтиты (Шугуровское, Спиридонов-

Таблица 1. Изменение содержаний V, N1 и МПК в нефтях и природных битумах в процессе гипергенеза (составлено С.А. Пунановой по данным [1 — 1

СЛ СЛ

Тектоническая характеристика бассейна Типизация бассейна по исходному содержанию МЭ Объект исследования Возраст продуктивных отложении Значение показателей на примере не преобразованных нефтей, г/т Значение показателей на примере преобразованных нефтей, г/т Нефтегазоносные бассейны (НГБ), провинции (НГП), области (НТО)

V Ni V *(УР) Ni *(Nip)

Древние платформы (краевые системы платформ, граничащие с выходами фундамента или примыкающие к складчатым областям) Первично-обога-щенные МЭ, нафтиды ванадиевого типа У/№>1 нефть Р^Бз^Р, 70-120 35-70 110-900 *(450) 70-140 (60) Волго-Уральская НГП (Татарский свод, Мелекесская впадг на), Тимано-Печорский НГБ, Лено-Тунгусский НГБ, Запад-но-Канадский НГБ, Юта, окр Карбон, Оклахома, Вайоминг (НГБ США), Восточно-Венес эльский ("Оринокский битум носный пояс") НГБ

битум (маль-та, асфальт) С, Р1_2>К, палеоген-неоген - - 470-1092 87-170

асфальтиты - - 1092-3640 160-640

Эпипалеозойские молодые платформы нефть № 30-90 20-50 70-384 (550) 50-164 (24) Южно-Мангышлакская НГО (Бузачинский свод)

Впадины эпиплатфор-менных орогенов нефть кайнозой, бухарские слои 210 80 570 (227) 170 (72) Сурхан-Вахшский НГБ (Афга но-Таджикская впадина)

Межскладчатые области (альпийские подвижные пояса) нефть Кь пал

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.

Показать целиком