НЕФТЕХИМИЯ, 2013, том 53, № 2, с. 83-93
УДК 550.46:551.35
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ НЕФТЕЙ ПРИ ГИПЕРГЕНЕЗЕ НА ПРИМЕРЕ ПРИБРЕЖНЫХ БАССЕЙНОВ БРАЗИЛИИ,
НИГЕРИИ И РОССИИ © 2013 г. С. А. Пунанова, Т. Л. Виноградова
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва E-mail: punanova@mail.ru Поступила в редакцию 20.02.2012 г.
Статья посвящена обобщению геохимического материала по трансформации органических и неорганических характеристик нафтидов в процессе их вторичного преобразования. В качестве примеров явлений гипергенеза привлечены данные по нефтегазоносным бассейнам (НГБ) Бразилии, Нигерии и России (о. Сахалин). Это бассейны континентальных окраин, исходное органическое вещество (ОВ) смешанного прибрежно-морского и континентального генезиса, невысокой стадии преобразования. Нефти характеризуются обедненными концентрациями микроэлементов (МЭ), никелевой металлогенией (Ni/V > 1). На примере этих трех бассейнов выявлены критерии гипер-генно-преобразованных нафтидов, позволяющие прогнозировать качества флюидов в подобного рода бассейнах при гипергенных преобразованиях.
Ключевые слова: гипергенез нефтей, нафтиды, природные битумы, тяжелые нефти, биодеградация, анаэробное окисление, углеводородный состав, микроэлементы.
Б01: 10.7868/80028242113020093
Наиболее значительные преобразования и разрушения нефтей связаны с процессами гипергенеза. В зависимости от глубины физико-химического и бактериального воздействия на нефти в залежах и на путях миграции образуется широкий спектр дериватов — от слабо деградированных средних и тяжелых вязких нефтей до ряда природных битумов (мальт, асфальтов, асфальтитов, ок-сикеритов, гуминокеритов). Нефти, подвергшиеся биодеградации, в основном приурочены к сравнительно малым глубинам, температурная граница между первичными и биологически измененными нефтями находится в пределах 60—70оС. Встречаются биодеградированные нефти и на больших глубинах, что позволяет рассматривать их как па-леогипергенные. Один из распространенных гипергенных процессов — анаэробное окисление, протекающее в нефтяном пласте при наличии в пластовых водах кислородсодержащих соединений, способных к восстановлению: сульфатов, нитратов и оксидов, а также при существовании специфических бактерий, потребляющих углеводороды (УВ) и изменяющих УВ-состав флюида.
Явление гипергенеза нефтей под действием водного вымывания и бактериальной деятельности (на примере месторождений в различных НГБ) было изучено российскими и зарубежными исследователями (Эетаьзоп О.Т., 1977; МПпег С.
et al., 1977; Price L.C., 1980; Гольдберг И.С., 1981; Тиссо Б., Вельте Д., 1981; Хант Дж., 1982; Waples D.W. et al.,1992; Peters K.E. et al., 1991, 1993; Грибков В.В., 1989 и др.). Было установлено, что при этом процессе в первую очередь деградируют нормальные парафины, затем изопреноиды, реже низкомолекулярные нафтены, а неуглеводородные компоненты — смолы и асфальтены накапливаются. Таким образом, состав нефти при гипер-генезе трансформируется, изменяясь от легкой, парафинистой, низкосернистой нефти до тяжелой, вязкой, высокосернистой, низкопарафини-стой, с нафтеновым и асфальтовым основанием. Изотопные данные подтверждают действие бактериальной активности в этой зоне. Далее, под влиянием химических и физических факторов тяжелые нефти превращаются в природные битумы. Последние имеют очень высокую плотность (0.98—1.03 г/см3), вязкость (консистенция от вязких 1000—2000 мПа • с до твердых), значительные концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов (>75%), серы (до 8%) и МЭ, в основном V, Mo, Ni, Re, U (в сумме >2000 г/т).
В зонах гипергенеза под влиянием перечисленных процессов изменяются не только физико-химические свойства нефтей и их УВ-состав, но и содержание МЭ и их соотношения [1, 2, 3, 4]. В связи с потерей легких фракций в нефтях значи-
тельно возрастает абсолютная концентрация элементов, связанных со смолисто-асфальтеновыми компонентами — V, N1, Со, Мо, Сг, Си и др. Кроме того, смолисто-асфальтеновые гетероатомные компоненты нефтей, контактирующих с маломинерализованными пластовыми водами в зоне ги-пергенеза, способны сорбировать из вод такие МЭ с переменной валентностью, как V, Fe, и, что приводит к их вторичному накоплению [5].
В табл. 1 показаны основные регионы и месторождения развития гипергенно преобразованных нафтидов, дана геологическая характеристика и усредненная концентрация V и N1 в нефтях и природных битумах. Содержание V и N1 в нефтях существенно возрастает в процессе гипергенеза и составляет, напр., в нефтях Мелекесской впадины Волго-Урала соответственно 900 и 100 г/т, в нефтях Афгано-Таджикской впадины — 570 и 170 г/т, в нефтях Маракаибского НГБ 1000 и 96 г/т. В битумах, являющихся конечным продуктом гипергенных преобразований УВ в недрах, эти величины еще выше — соответственно 3640 и 640 г/т в битумах Лено-Тунгусского НГБ, 1200 и 340 г/т в пермских битумах Татарстана. Типизация нефтей по содержанию "биогенных" микроэлементов (V, N1, Fe) и физико-химическим свойствам, проведенная нами ранее [2, 3], выявила существенные отличия гипергенно измененных нефтей в общем цикле нафтидогенеза. Эти нефти выделены нами в самостоятельный класс и отнесены к нафтидам, вторично обогащенным МЭ. При гипергенезе значительно обогащаются V, N1, Со, Си, Мо, Сг, Яе и другими МЭ нефти, изначально богатые металлами. Содержания V превышают в десятки и сотни раз кларковые, достигают уровня промышленных рудных концентраций. Месторождения нафтидов, подвергшихся процессам гипергенного преобразования, являются промышленно ванади-еносными и рассматриваются как комплексное сырье для добычи УВ и сопутствующих им металлов [1, 6].
Диапазон изменения геохимических показателей гипергенеза нефтей и их вторичная обогащен-ность МЭ определяется исходным изначально различным МЭ-составом нафтидов (табл. 1). Несмотря на то, что содержания МЭ в нефтях, первоначально обедненных МЭ (Бразилия, Нигерия, Россия — Сахалин и др.), при гипергенезе также возрастают, их концентрации и изначальные и вторичные вследствие гипергенных изменений ниже в сравнении с обогащенными нефтями (Западно-Канадский, Тимано-Печорский, Волго-Уральский НГБ и др.) на 1—2 порядка. Данные по МЭ-составу нефтей, обедненных МЭ, малочисленны. С одной стороны, они не представляют интереса как промышленное сырье для добычи тяжелых металлов, а с другой — определение низких концентраций элементов сопряжено со значительными методическими трудностями. Одна-
ко результаты определения в нефтях элементов с низкой концентрацией важны с геохимических и экологических позиций [6, 7] и рассмотрены в настоящей статье.
БРАЗИЛИЯ. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН ПОТИГУАР
НГБ Потигуар площадью 21500 км2 расположен на северо-востоке Бразилии вдоль побережья. В тектоническом плане — это бассейн континентальных окраин. Образцы нефтей из нижнемеловых отложений были отобраны на месторождениях, расположенных цепочкой от СВ побережья вглубь континента по линии воздымания продуктивных отложений более чем на 120 км (рис. 1) и детально исследованы С. Эиуек е! а1. [8]. Глубины коллекторов 250—500 м. Нефтематеринские породы аптско-го возраста, распространенные на шельфе, представлены переходными прибрежно-морскими фациями и сложены мергелями и сланцами (формация Алагамар). Песчаные коллекторы (формация Асу) характеризуются хорошей пористостью и проницаемостью. Распределение ловушек и сам миграционный поток УВ контролировался двумя системами разломов СВ-ЮЗ- и СЗ-ЮВ-прости-рания.
Качественная оценка нефтей проводилась на базе комплекса параметров — физико-химических свойств, УВ- и МЭ-состава (табл. 2).
По составу УВ-фракций, биомаркерам, содержанию V и N1 выделяются две группы нефтей: первая группа слабо и среднедеградированные нефти (положение 1 и 2 на тренде) с изменением в распределении н-алканов от (н-С5—н-С38) до (н-С13— н-С38) и вторая группа сильно деградированные нефти (положение 3 на тренде), характеризующиеся более высокой плотностью, увеличением содержания V и N1 и полным отсутствием н-алканов и изопреноидов.
Детальное исследование 22 элементов методом масс-спектрометрии с ионизацией в индуктивно-связанной плазме (метод ICP-MS) позволило [8] показать хорошую информативность содержаний МЭ и некоторых соотношений при оценке миграционных и деградационных процессов. Выделялись фракции парафиновых и ароматических УВ, смол и асфальтенов. Большинство МЭ сосредоточено в смолистых и асфальтеновых фракциях, но V и N1 также ассоциированы с ароматическими фракциями. На рис. 2 показан характер изменения N1, V, Со и Fe в нефтях месторождений, расположенных на различном расстоянии по направлению латеральной миграции УВ. На графике наглядно видно последовательное проявление влияния процессов миграции и деградации. Так, до 57 км происходит уменьшение концентраций МЭ в результате сорбции на породах асфальтово-смо-
(а)
(б)
Рис. 1. (а) Латеральная миграция нефтей вдоль тренда EG в НГБ Потигуар (Бразилия); (б) хроматограммы нефтей месторождений, расположенных вдоль линии тренда 1—3 [8].
листых компонентов и связанных с ними элементов, а далее до 104 км по линии тренда содержание элементов возрастает параллельно значительному утяжелению нефтей в результате гипергенных процессов. При этом отмечается некоторое возрастание содержаний V и N1 в асфаль-теновой фракции (табл. 2). В наиболее измененных и биодеградированных образцах нефтей выявляется значительное увеличение плотности и концентраций большинства МЭ (рис. 3): меняется концентрации №, г/т (5.4-25.0), V (3.7-13.8), Fe (0.36-4.68), увеличиваются также содержания Со, Se, Си, РЬ, Аз, Сг, Мо, Оа и отношение
(1.4-1.8). Уменьшается содержание только двух элементов Zn и Мп, вероятно, как это отмечалось нами ранее для Zn, они вымываются из нефтей при контакте с маломинерализованными подошвенными водами [5]. Концентрация V и N1 на ас-фальтеновую фракцию возрастает однонаправле-но, поэтому соотношение этих элементов практически не трансформируется.
Прямую корреляционную зависимость с биомаркерными показателями (отношение гопанов Н35/Н34) при биодеградации проявляет величина отношения №/У: в биодегра
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.