НЕФТЕХИМИЯ, 2011, том 51, № 4, с. 280-290
УДК 543.862.2:59
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ ВЕРХНЕГО ПРОДУКТИВНОГО КОМПЛЕКСА СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ © 2011 г. С. А. Пунанова, Т. Л. Виноградова
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва E-mail: punanova@mail.ru Поступила в редакцию 26.02.2010 г.
Проведены анализ и систематизация геолого-геохимических данных по составу нефтей и конденсатов из апт-сеноманских отложений северных регионов Западной Сибири с целью выявления особенностей углеводородных флюидов, генерированных слабопреобразованным органическим веществом (ОВ) континентальных углистых литофаций. Показано, что для этих отложений характерен своеобразный вид конденсатов и нефтей. Отсутствие н-алканов, распределение циклических углеводородов (УВ) (моно-, би-, три- и тетрацикланов) отличают эти скопления, представленные химическими типами Б-1 и Б-2. Присутствие биомаркеров, состав и величины их соотношений в нефтях отвечают ранней (слабозрелой) эволюционной стадии нефтяной генерации. Незрелые нефти Западной Сибири образуют единый никелевый тип флюидов (V/Ni < 1). По составу микроэлементов (МЭ) выявлены их значительные отличия от нефтей, генерированных более преобразованным ОВ.
Нефти и конденсаты севера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (НГБ), связанные с нефтегазоносными комплексами юры и мела, характеризуются своеобразным углеводородным составом. Они генерированы на разных стадиях катагенеза в различных литофациальных обстановках [1—5]. Флюиды верхнего продуктивного комплекса северных регионов, включающие отложения верхнего (сеноман) и нижнего (апт, альб) мела, связаны с гумусовым и гумусово-сапропелевым ОВ континентальных угленосных фаций и могут являться примером флюидов ранней генерации. Анализу и систематизации УВ- и МЭ-состава этих флюидов и посвящена настоящая статья, целью которой является выявление черт специфических отличий незрелых флюидов континентального генезиса.
Геолого-геохимические особенности углеводородных скоплений верхнего продуктивного комплекса рассмотрены в работах А.Э. Конторовича и др. [1, 2], М.Я. Рудкевича и др. [3], Н.Н. Немченко [4], Л.В. Строганова и В.А. Скоробогатова [5], ТЛ. Виноградовой и С.А. Пунановой [6, 7], Н.С. Воробьевой и др. [8], Ал.А. Петрова [9, 10], И.М. Соколовой и др. [11, 12], А.В. Чахмахчева и др. [13] и др.
К верхнему продуктивному комплексу относится мощная толща (до 1000—1300 м) апт-сеноманских отложений, представленная континентальными угленосными и прибрежно-морскими фациями и сложенная переслаиванием песчаников, песков, алевролитов и глин с большим количеством углистых включений, многочисленных растительных остатков, обломков обугленной древесины, прослоев бурого угля и зерен янтаря. Кровля комплекса располагается в интервалах глубин 500—2350 м, пластовых
современных температур 12—65°С, пластовых давлений 4.4-20.0 МПа.
Процессы генерации нефти и газа в верхнем продуктивном комплексе изучены достаточно подробно. ОВ этих пород — сапропелево-гумусового и гумусового типов с большим количеством резинита (10—15%). Содержание Сорг значительно. По данным [5], в глинах и песчаниках, а также в алевролитах альб-сеномана содержание Сорг снижается с запада на восток соответственно от 2.7 и 1.12% на Ямале, 2.55 и 1.20% на Гыдане до 1.50—2.40% и 1.10— 1.50% в центральных районах Надым-Тазовской обл. Степень метаморфизма ОВ отвечает буроуголь-ной (отражательная способность витринита Я0 равна 0.3—0.5%) и длиннопламенной (Я0 = 0.5—0.65%) стадиям. Результаты расчетов генерации газа и биту-моидов породами альб-сеноманского комплекса по [5] показали, что только в породах альба и сеномана северных районов провинции были генерированы грандиозные объемы углеводородных газов — ок. 1490 трлн. м3 и существенно меньшие объемы биту-моидов, особенно легких, ок. 132 млрд. т. По мнению этих авторов, апт-альб-сеноманская толща севера Западной Сибири с высоким содержанием рассеянного и концентрированного ОВ является газоматеринской, способной к генерации газа про-токатагенетического генезиса на оптимальных для активного газообразования интервалах температурного режима (т.е. на низких стадиях катагенеза при Я0 от 0.40 до 0.55%).
Таблица 1. Физико-химическая характеристика нефтей верхнего продуктивного комплекса севера Западной Сибири [5, 11, 20]
Месторождение Глубина, м Возраст, пласт Т °С * пл> ^ Плотность нефти, г/см3 Газовый фактор, м3/т Компонентный состав, %
сера парафины смолы асфаль-тены
Русское 892-900 К2с ПК! 17 0.936-0.943 13 0.22-0.31 1.0-1.3 9.8-12.5 0.8-1.4
Тазовское 1170-1172 К2с ПК 24 0.913-0.983 26 0.19-0.21 0.6-1.6 7.5-10.7 0.2-0.4
Новопортовское 992-999 К^ ТП! 28 0.910-0.920 100 0.10-0.15 0.16-0.87 3.9-5.1 0.18-0.39
Ван-Еганское 959-964 К2с ПК1 - 0.969 - 0.64-1.1 0.98 14.49 2.79
Северо-Комсомольское 1107-1114 К2с ПК1 30 0.940-0.954 24 0.71 1.2-1.9 11.6 1.83
Северо-Толькинское** 2627-2632 Jз Юх 70 0.882 - 0.07 - 3.3 0.46
Месторождение Групповой УВ-состав * общий, % Групповой УВ-состав фракции НК-235оС Химический тип флюида
алканы цикланы арены алканы цикланы арены
Русское 10-31 50-60 19-30 5.4 84.2 10.4 Б-1т
Тазовское 12-26 63-67 7-25 7.4 83.8 8.6
Новопортовское 24 60 16 8.6 75.4 16.1
Ван-Еганское - - - 9.6 79.4 11.0 Б-1б
Северо-Комсомольское 9.1 49.2 41.7 11.7 80.2 8.1
Северо-Толькинское - - - 27.4 63.9 8.8 Б-2и
Примечание: * — фракция НК-КК начало кипения - конец кипения (Каталог ВНИИГАЗа, 1995); ** — для сравнения с сеномански-ми нефтями приводится незрелая нефть Северо-Толькинского месторождения из континентальных отложений (П/Ф = 4.84), где величина Я0 во вмещающей ее верхнеюрской толще составляет 0.52—0.58% [5]; прочерк в таблице — отсутствие данных.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ И ИХ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ
В табл. 1 и 2 приведены физико-химическая характеристика и углеводородный состав нефтей и конденсатов верхнего продуктивного комплекса севера Западной Сибири, который расчленяется на три подкомплекса.
Сеноманский подкомплекс (К2с) развит повсеместно на территории севера Западной Сибири. Он включает газовые и нефтяные залежи, разнообразные по фазовому состоянию. Газ — метановый (СН4= 97—99%), бесконденсатный и низкоконден-сатный (конденсатный фактор = 0.3—15.7 г/см3), с малым содержанием тяжелых УВ (1—3%), СО2 и азота, бессернистый. Нефти сеноманских отложений залегают на глубинах 664—1970 м. Газовый фактор колеблется от 13 до 62 м3/т. Нефти по плотности средние, тяжелые и очень тяжелые, мало- и средне-сернистые, малопарафинистые (0.08—3.03%), малосмолистые и смолистые (5.46—12.5; 23.9%), низ-коасфальтеновые. Углеводородный состав фракции НК-200°С нафтеновый.
Альбский подкомплекс (Кха1) представлен газовыми, газоконденсатными, газонефтяными залежами, нефтегазоконденсатной залежью и нефтегазовыми скоплениями. Альбский газ метановый (91.3— 98.9%), сухой. В основном мало- и среднеконден-
сатный (10—72; 89.2 г/м3), с небольшим содержанием тяжелых углеводородных газов (0.07—7.5%), СО2 и азота, бессернистый. Конденсаты по плотности легкие, средние, тяжелые. В групповом составе конденсатов фракции (НК-200°С) преобладают нафтеновые (циклановые) УВ (56—75%). Количество ароматических УВ невелико (0.6—7%). Плотность альб-ских нефтей средняя, тяжелая и очень тяжелая. Величина газового фактора нефтегазовых залежей колеблется от 2.7 до 47.6 м3/т. Нефти малосернистые, малопарафинистые, малосмолистые и смолистые.
Аптский (К1а) подкомплекс содержит газовые залежи, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газонефтяные, нефтяные и нефтегазовые скопления. Залежи в аптских отложениях установлены на глубинах 976—2558 м. Аптский газ метановый (89.1— 97%), сухой и полужирный, низкоазотный, низкоуг-лекислотный, в основном малоконденсатный (до 10—50 г/м3), реже низко-, средне- и высококонден-сатный. Конденсаты по плотности очень легкие, легкие и средние, малосернистые. Групповой состав конденсатов с глубиной меняется от нафтенового к метано-нафтеновому и метановому. Величина плотности нефтей варьирует от легких и средних до тяжелых и очень тяжелых. Нефти малосернистые, ма-лопарафинистые, малосмолистые. Групповой со-
Таблица 2. Физико-химическая характеристика конденсатов верхнего продуктивного комплекса Западной Сибири [1—5, 11]
Месторождение Глубина, м Возраст, пласт Т. пл., °С Конд. фактор, г/м3 Плотность конденсата, г/см3 * Групповой УВ-состав, общий % Групповой УВ состав фр. НК-235°С Хим. тип флюида
алканы цикланы арены алканы цикланы арены
Уренгойское 1100-1250 К2с ПК, 31 - 0.860 6 92 2 9.1 89.3 1.8 Б-1да
Геофизическое 969-973 К2с ПК, 24 - - - - - 7.3 92.7 -
Медвежье 1063-1195 К2с ПК, 40 0.3 0.877 8 92 0 7.4 91.7 -
Южно -Тамбейское 1610-1615 Кха1 ПК13 40 - 0.824-0.818 26-30 68-73 1-2 18.9 81.2 - Б-1 б
Юбилейное 1648-1652 К2с ПК7_9 47 15.7 0.852 3 92 5 12.8 87.1 -
Бованенковское 1010-1016 К2с ПКэ 34 0.16 0.768-0.826 32 63 5 19.9 76.7 3.3 Б-1 м
Пеляткинское 2450-2456 К^ сд4 56 - 0.829 38 56 6 18.1 78.4 3.5
Пангодинское 1268-1272 К2с ПК, 40 - 0.814 29.4 69.3 1.3 16.4 82.2 1.6
Бованенковское 1505-1515 Кха ТП9 42 2.4 0.788-0.815 22-28 68-79 1-8 18.4 81.4 0.2
Уренгойское 1784-1800 Кха ПК21 - - 0.758-0.80 30-37 61-68 2 24.3 72.2 3.5 ~Ь-2ц
Бованенковское 1551-1566 Кха ТПп 42 2.4 0.729-0.745 48-51 34-50 2-15 23.3 75.5 1.2
Средне-Ямальское 1990-2000 Кха ТП15 60 - 0.760 57 37 6 29.5 67.9 2.6
Нурминское 1943-1970 К^ТПи 60 26.3 0.743-0.779 27-50 40-68 2-18 36.7 56.7 6.8 Б-2 и
Арктическое 1850-1864 К1аТП13-14 55 35.7 0.707-0.793 30-56 42-69 1-2 40.1 57.6 2.2
Харасавейское 1535-1540 Кха ТП^з 50 2.5 0.713-0.784 48-82 12-61 1-6 49.1 50.3 0.6
Бованенковское 1165-1180 Кха1 ПК12 34 0.7 0.820 23-36 61-76 1-3 39.6 56.2 4.3 А2
Бованенковское 1980-1990 К^ ТП19 68 60.8 0.724-0.735 59-65 22-27 12-15 55.5 28.5 16.0 А1
Уренгойское 2724-2733 К^ ТП19 - 150 0.754 60 30 10 41.9 46.0 12.1
ы 00 ы
а
и ©
н и X
к
Я
Я
О £
и я я
0 м
1
О £
£
Примечание: * — фракция НК-КК (Каталог ВНИИГАЗа, 1995); прочерк в таблице — отсутствие данных.
став нефтей (фракция НК-200°С) в основном нафтеновый.
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.