НЕФТЕХИМИЯ, 2008, том 48, № 6, с. 418-425
УДК 553.982.2:543.4211.424
ТИПИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ ЮРЫ ЮГО-ВОСТОКА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО ДАННЫМ ИК-СПЕКТРОМЕТРИИ
© 2008 г. Е. Б. Стрельникова, О. В. Серебренникова, Н. В. Рябова
Институт химии нефти СО РАН, Томск E-mail: tln@ipc.tsc.ru Поступила в редакцию 09.10.2007 г.
Метод ИК-спектрометрии использован для систематического анализа группового состава нефракцио-нированных нефтей юрских отложений юго-востока Западной Сибири. Выявлено присутствие нефтей трех типов: метанового, метанонафтенового и нафтенометанового. Проведено территориальное и стратиграфическое зонирование их распространения. Определены характеристические особенности состава нефтей каждого типа, рассмотрены возможные факторы, способствующие их образованию.
Наряду с признанными методами классификации углеводородных систем, использующих данные по составу низкокипящих углеводородных фракций или содержанию н- и изоалканов и некоторые общие характеристики объекта (такие как плотность, смолистость и др.), большой интерес представляют методы, позволяющие исследовать не отдельную фракцию, а весь образец в целом, не подвергая его температурному воздействию. К ним относится, прежде всего, структурно-групповой анализ (СГА), использующий в качестве основы средние показатели количественного распределения атомов углерода между ароматическими, нафтеновыми и парафиновыми структурными фрагментами молекул и отнесения объекта на основе этих данных к одному из углеводородных типов: метановому (М), метанонафтеновому (Мн), нафтенометановому (Нм) или нафтеновому (Н). Так, напр., в работе [1] приведены результаты типизации методом СГА около 170 образцов нефтей и природных битумов различных нефтеносных провинций.
ИК-Спектрометрия (ИКС) не так часто используется для исследования нефракционированных нефтей, хотя возможности этого метода достаточно широки. ИКС позволяет получить хорошую сравнительную информацию (содержание длинных парафиновых цепей, моноциклических и более сложных ароматических структур, карбонильных групп и др.), достаточную для классификации сырых нефтей.
Для характеристики нефтей методом ИКС используются так называемые спектральные коэффициенты - отношения оптических плотностей характеристических полос поглощения различных типов связи.
Для нефракционированных нефтей Е.А. Глебовская [2] предложила следующую классификацию, в основу которой положен коэффициент ароматизированное™ Баттачариа (А1 = В1605/О725). Однако, использование одного-двух коэффициентов не отражает всего многообразия состава жидких углеводородных объектов, поэтому позднее было предложено использовать для классификации дополнительный комплекс спектральных коэффициентов (ароматических, нафтеновых и парафиновых) [2]: А6, Н2, П2, Н1, А1 (табл. 1).
Название типа нефти - метановый, метанонаф-теновый и т.д. строится, исходя из доминирования в спектре полосы поглощения той или иной структурной группы (А6, Н2 или П2). В тех случаях, когда в ИК-спектре не наблюдается явно выраженного доминирования какой-либо структурной группы, для получения названия используются коэффициенты А1 и Н1.
Данная классификация - на основе анализа данных ИК-спектрометрии примерно 40 образцов на-тивных нефракционированных нефтей - применена нами для систематического анализа группового состава нефтей верхней, средней и нижней юры юго-востока Западной Сибири. Детальное описание стратиграфии и отдельных горизонтов юры приведено в работе [3]. Для более полной характеристики объектов исследования в своей работе мы также использовали дополнительные коэффициенты: О, Р, С, К1 (табл. 1). ИК-Спектры нефтей регистрировали на ИК-Фурье спектрометре МсоМ 5700 в тонком слое в области 400-4000 см-1.
По химической типизации Ал.А. Петрова [4] все объекты относятся к типу А1, по групповому составу фракции 200-430°С соответствуют неф-тям парафинового и нафтенопарафинового основания. Данные по содержанию отдельных групп
Таблица 1. Спектральные коэффициенты, используемые в исследовании нефтей
Спектральный коэффициент Отнесение
А1 = °1605/°725 Коэффициент ароматизированности Баттачариа (характеристика, условно отражающая соотношение ароматических и парафиновых структур)
Аб = °1605/°1460 Условное содержание ароматических структур (нормированная оптическая плотность (НОП) полосы поглощения 1605 см1)
Н1 = °970/°725 Условное соотношение нафтеновых и парафиновых структур
Н2 = °970/°1460 Условное содержание нафтеновых структур (НОП при 970 см1)
П2 = °725/°1460 Условное содержание парафиновых структур (НОП при 725 см1)
О = = 01700/01460 Условное содержание карбонильных групп (НОП при 1700 см1)
С = °1032/°1460 Условное содержание сернистых соединений (НОП при 1032 см1)
р = °1377/°1460 Коэффициент разветвленности - условное содержание СН3-групп (НОП при 1375 см1)
К1 = Д750/Д720 Конденсированная ароматика - условное содержание полициклических ароматических и парафиновых структур
соединений в нефтях исследуемого района приведены в работе [5]. Усредненные результаты представлены в табл. 2.
На основании данных ИКС исследованные нефти могут быть отнесены к метановому, метанонаф-теновому и нафтенометановому типам (табл. 3). Ти-
пичные спектры представлены на рис. 1. Содержание смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) в нефтях коррелирует с коэффициентом сернистости (рис. 2.), что согласуется с общепризнанными представлениями о тесной связи серы со смолами, ас-фальтенами и ароматическими структурами.
Пропускание 100
90 80 70 60 50 40 30 20 10
1460
1800 1600 1400 1200 1000 800 600 см-1
Рис. 1. Типичные ИК-спектры исследованных нефтей.
Таблица 2. Средние значения некоторых параметров состава нефтей
Возраст отложений, горизонт (число образцов) Рг/РИ Содержание, нмоль/г Содержание, мас. %
УО-р №-Р Оо СО кет СООН СООНсил ОН Эо Эс
3, уз (2) 1.32 9 3 0.83 0.25 0.04 0.004 0.04 0.43
2, Ш1 (1) 3.60 1 1 0.47 0.13 0.01 0.005 0.00 0.02
2, уш (5) 1.18 21 2 0.96 0.37 0.03 0.010 0.05 0.95
3, уз (1) 1.53 32 12 0.68 0.22 - 0.004 - 0.22
1, пё (1) 3.00 0 0 0.67 0.27 0.01 0.006 0.04 0.16
1, гт (1) 2.70 0 0 0.64 0.19 0.02 - 0.04 0.13
М (1)
Нюрольская впадина
3, уз (1) 1.72 0 6 0.84 0.18 0.01 0.004 0.02 0.07
2, Ш1 (2) 1.50 30 2 1.06 0.42 0.07 0.007 0.05 1.06
2, УШ (1) 2.70 28 8 0.65 0.30 0.01 0.007 0.08 0.30
1, пё (2) 2.05 7 0 0.74 0.20 0.02 0.006 0.03 0.35
1, згр (1) 1.40 2 0 0.68 0.12 0.04 0.015 0.02 0.34
Пудинский мегавал
2.30
0
Бакчарская впадина 0.68 0.18 0.01
0.004
Усть-Тымская впадина
Колтогорский прогиб
Александровский мегавал
0.03 0.28 0.04
3, УЗ (1) 1.23 42 23 0.80 0.24 0.01 0.004 0.04 0.49
2, Ш1 (2) 2.30 0 0 - - 0.08 - 0.04 0.21
1, згр (1) 3.10 4 0 0.97 0.27 0.01 0.004 0.04 0.12
ъ, уз (2) 1.69 0 0 0.80 0.18 0.03 0.009 0.03 0.20 0.06
12, Ш1 (1) 1.30 25 0 - - - - - 0.71 -
УШ (1) 1.00 0 0 0.87 0.29 0.01 0.004 0.05 0.75 0.16
Сургутский свод и прилегающие территории
13, уз (5) 0.86 218 26 0.84 0.31 0.05 - 0.05 1.56 -
12, Ш1 (2) 0.90 269 0 0.85 0.33 - - - 1.28 0.22
Каймысовский свод
уз (4) 1.16 23 44 1.07 0.32 0.07 0.007 0.05 0.70 0.17
Демьянский свод
12, Ш1 (3) 0.90 12 0 1.16 0.42 0.10 0.018 0.07 1.44 0.39
Ханты-мансийская впадина
12, Ш1 (2) 0.95 29 0 0.99 0.33 0.10 0.016 0.06 0.88 0.33
Примечание. 11 - нижняя юра, 12 - средняя юра, 13 - верхняя юра; горизонты: уз - васюганский, т1 - малышевский, уш - вым-ский, пё - надояхский, згр - шараповский, гт - зимний; Рг/РИ - отношение пристана к фитану; УО-Р - ванадилпорфирины, №-Р - никельпорфирины; Оо - кислород, СОкет - кетоны, СООНсил - сильные кислоты, СООН - кислоты, ОН - фенолы,
Э0 - сера общая, Эс - сера сульфидная.
0
Таблица 3. Спектральные коэффициенты и нормированные оптические плотности юрских нефтей юго-востока Западной Сибири
Площадь № скв. Глубина залегания, м Горизонт Тип по ИК Спектральные коэффициенты
А1 А6 Н1 Н2 П2 0 с Р К1
Нюрольская впадина
Арчинская 50 2628-2642 УЗ мн 0.46 0.063 0.26 0.036 0.14 0.020 0.043 0.42 0.69
Нижне-Табаганская 13 2732-2741 т1 нм 0.78 0.093 0.33 0.039 0.12 0.048 0.085 0.46 0.97
Кулгинская 141 2744-2746 т1 м 0.40 0.068 0.24 0.040 0.17 0.036 0.064 0.43 0.57
Широтная 53 2908-2920 ут мн 0.56 0.071 0.35 0.044 0.13 0.028 0.055 0.45 0.72
Арчинская 45 3041-3047 nd м 0.35 0.039 0.43 0.048 0.11 0.018 0.054 0.46 0.69
Широтная 53 3060-3067 nd мн 0.69 0.077 0.43 0.048 0.11 0.034 0.062 0.44 0.86
Урманская 4 3235-3240 Эф мн 0.49 0.058 0.29 0.035 0.12 0.030 0.058 0.50 0.92
П 1удинский мегавал
Селимхановская 5 2344-2395 т1 м 0.30 0.055 0.21 0.039 0.18 0.015 0.041 0.41 0.45
Рыбальная 405 2399-2410 УЭ нм 0.70 0.085 0.38 0.046 0.12 0.031 0.060 0.48 1.15
Зап. Останинская 447 2488-2524 УЭ нм 0.67 0.125 0.44 0.083 0.19 0.058 0.113 0.54 1.12
Герасимовская 1 2737-2748 Ут мн 0.52 0.078 0.29 0.044 0.15 0.034 0.070 0.48 0.66
Герасимовская 10 2742-2750 Ут мн 0.56 0.075 0.34 0.046 0.13 0.029 0.079 0.49 0.73
Герасимовская 10 2761-2779 Ут нм 0.62 0.087 0.35 0.049 0.14 0.045 0.079 0.51 0.67
Герасимовская 1 2771-2800 Ут нм 0.63 0.089 0.37 0.052 0.14 0.038 0.092 0.54 0.79
Герасимовская 14 2820-2842 Ут мн 0.56 0.080 0.36 0.051 0.14 0.043 0.085 0.48 0.71
Бакчарская впадина
Западно-Крыловская 1 3011-3020 nd м 0.36 0.072 0.19 0.039 0.20 0.022 0.047 0.40 0.56
Усть-Тымская впадина
Тунгольская р-1 2603-2610 УЭ мн 0.51 0.061 0.32 0.038 0.12 0.016 0.046 0.47 1.08
Толпаровская 1 3028-3034 nd м 0.11 0.047 0.05 0.022 0.44 0.029 0.037 0.21 0.19
Толпаровская 1 3216-3227 zm мн 0.57 0.086 0.30 0.045 0.15 0.044 0.055 0.41 0.78
Колтогорский прогиб
Ломовая 205 2710-2717 УЭ мн 0.59 0.078 0.35 0.047 0.13 0.023 0.064 0.47 1.16
Северо-Сикторская 98 2689-2695 т1 нм 0.64 0.112 0.30 0.053 0.17 0.074 0.069 0.52 1.03
Северо-Хохряковская 79 2785 т1 мн 0.60 0.087 0.34 0.049 0.14 0.043 0.060 0.51 1.10
Приколтогорская 2 3280-3292 Эгр м 0.17 0.047 0.11 0.031 0.27 0.020 0.039 0.32 0.32
Александровский мегавал
Вахская 33 2305-2323 т1 нм 0.81 0.113 0.37 0.052 0.14 0.071 0.086 0.52 1.09
Ни
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.