ГЕОХИМИЯ, 2009, № 1, с. 103-108
КРАТКИЕ СООБЩЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ РАННЕЙ ГЕНЕРАЦИИ
© 2009 г. Т. Л. Виноградова, С. А. Пунанова
Институт проблем нефти и газа РАН 119331, Москва, ул. Губкина, 3
E-mail: punanova@mail.ru Поступила в редакцию 17.12.2007 г.
Исследование посвящено изучению УВ систем ранней генерации с целью выявления взаимосвязи химического типа нефтей и конденсатов, их фазового состояния с геологическими условиями осадкона-копления, типами органического вещества (ОВ) и его последующими катагенетическими преобразованиями.
Авторами был собран аналитический материал с привлечением данных литературных источников по геохимии незрелых углеводородных (УВ) флюидов. Проведены разделение полученных данных на группы, включающие геохимическую характеристику флюидов, генерированных ОВ морского и континентального генезиса, и сопоставление химических типов и фазового состояния незрелых флюидов со стадией катагенеза пород и исходного ОВ.
Во многих нефтегазоносных бассейнах мира в верхних горизонтах осадочного чехла встречены многочисленные, достаточно крупные скопления УВ, в которых сухой низкотемпературный газ ассоциируется с тяжелой нефтью нафтенового основания. К ним относятся нефтегазоносные бассейны Западной Сибири, Северного моря, Персидского залива, Восточной Венесуэлы, Китая, севера Канады, Сахалина, Западного Предкавказья, Азербайджана, Туркмении, Югославии и др.
Согласно современным представлениям о процессах нефтегазообразования, схема вертикального размещения нафтидов включает несколько катаге-нетических зон: раннего и среднего протокатагене-за (ПКХ-ПК2); позднего протокатагенеза (ПК3); слабого мезокатагенеза (МК1-МК2); умеренного мезокатагенеза (МК3); позднего (сильного) мезокатагенеза (МК3-МК4) и апокатагенеза (АК1-АК2).
По классификации Ал.А. Петрова [1] выделяется 4 химических типа нефтей: А-1, А-2, Б-2, Б-1. В основе данной классификации лежит метод определения химического состава нефтей и конденсатов с помощью газожидкостной хроматографии. Ал.А. Петров показал, что все изученные нефти (более 400 образцов) относятся к двум категориям - А и Б. Нефти каждой категории разделяются на две подгруппы: А-1, А-2 в зависимости от относительной концентрации нормальных и изопреноидных алка-нов; Б-1, Б-2 по наличию и отсутствию изопрено-
идных алканов. И.М. Соколова, Н.Н. Абрютина, Ал.А. Петров [2] подразделили нафтеновые конденсаты и нефти категории Б по преобладанию в них структур различных химических видов - изопреноидных, циклоалкановых, моноцикланов геминаль-ного типа замещения, би- и трицикланов соответственно на подтипы Б-2и, Б-2ц, Б-1м, Б-1б и Б-1т.
Нефти типа А-1 по характеру распределения нормальных алканов также различаются между собой. Для незрелых и слабозрелых нефтей в зависимости от их генезиса выделяются внутри данного типа три подтипа Аа-1, Аб-1, Ав-1. Нефть подтипа Аа-1, генерированная морским ОВ, отличается максимумом в области н-Сп-н-С15. В подтипе Аб-1, связанном с ОВ прибрежно-морских фаций, наблюдается два максимума: первый в диапазоне н-С17, второй - н-С27-н-С29. В третьем подтипе Ав-1, присущем ОВ континентальных фаций, максимум сдвинут в область н-С23-н-С31 [3]. В зрелых нефтях А-1 наблюдается равномерное распределение н-алканов.
Нефти А-1 - наиболее распространены в природе и характеризуются парафиновым и нафтено-парафиновым составом. Часто встречаются в мезозойских и палеозойских отложениях на глубинах от 1.4 до 5 км. Нефти А-2 имеют нафтеново-парафи-новый и парафино-нафтеновый состав. Основная масса их сосредоточена в кайнозойских и мезозойских отложениях на глубинах, не превышающих 1.5-2 км. Нефти Б-2 отличаются парафино-нафте-новым и нафтеновым составом. Они залегают в кайнозойских отложениях на глубинах 1.0-1.5 км. Для нефтей Б-1 характерно преобладание УВ нафтенового и нафтено-ароматического состава. Они обнаруживаются на глубинах 0.8-1.5 км.
В каждой катагенетической зоне нефтеобразова-ния распространен определенный фазовый тип залежи и углеводородный состав флюидов (химический тип), обусловленные степенью катагенетической преобразованности пород и ОВ, а также их фациаль-ной разновидностью. Так, к зоне протокатагенеза приурочены залежи биогенного сухого газа, нефтей и конденсатов нафтенового и парафино-нафтеново-го оснований - типы Б, А-2. Именно в основном эти УВ системы называют скоплениями ранней генерации. Зона слабого мезокатагенеза (МКХ-МК2) со-
104
ВИНОГРАДОВА, ПУНАНОВА
ответствует главной зоне нефтеобразования и включает залежи нефтяные и газоконденсатноне-фтяные парафинового состава - типы А-2 и А-1. Зона умеренного мезокатагенеза (МК3) содержит нефтяные и газоконденсатнонефтяные скопления парафинового основания типа А-1. К зоне сильного мезокатагенеза (МК4-МК5) приурочены газокон-денсатные скопления, не имеющие нефтяных оторочек и образовавшиеся в результате миграции га-зоконденсатных растворов. Эта зона продуцирует конденсаты метанового, ароматико-метанового и ароматического оснований. В зоне апокатагенеза располагаются газовые залежи.
Если распространение и генезис нефтей типа А-1 хорошо изучены, то происхождение флюидов А-2, Б-1 и Б-2 и механизм их формирования вызывают у исследователей большие споры. До сих пор не ясно, возникают ли они путем биодеградации или являются продуктами ранней генерации УВ. Изучение процессов образования залежей нефти и газа выше главной зоны нефтегазообразования в незрелых нефтематеринских породах за счет ранней генерации битумоидов и является предметом предлагаемой работы.
Термин "незрелые" нефти распространен достаточно давно и в последнее время часто упоминается в литературе. Такие нефти именуются еще раннека-тагенетическими нефтями и газами ранней генерации - "доглавнофазовыми" [1, 3-17].
Углеводородные скопления ранней генерации, как считают многие исследователи, приурочены к неглубоким горизонтам (до 2.0 км), характеризуются невысокой стадией преобразования (к0 = 0.3-0.6%), имеют повышенную плотность, высокую смолистость и сернистость. Эти неглубокие отложения включают различные генетические группы нефтей: первичные - незрелые или раннекатагенетические и вторичные - окисленные, (биодеградированные). Т.е., на одних и тех же глубинах залегают сходные по физико-химическим свойствам нефти совершенно разного генезиса, и не всегда удается достаточно четко распознать, к какой генетической группе относятся углеводороды - к первично незрелым, или вторично гипергенным.
Незрелые нефти - это тяжелые, высокоциклические, обогащенные высокомолекулярными и гете-роатомными соединениями скопления флюидов. Им свойственно отсутствие низкомолекулярных н-ал-канов, наличие цикланов с длинными цепями, низкая степень ароматичности. Эти нефти богаты сте-рановыми и гопановыми УВ, причем в их составе преобладают изомеры, имеющие стереохимию биологических соединений и повышенные значения следующих соотношений:
биостераны ааа к/геостераны ааа 8 и аРР(8 + + к),
биогопаны 17р21р/геогопаны 17а21Р;
моретаны 17Р21а/гопаны 17а21Р (нефтяные го-паны). Для этой группы нефтей характерны низкие значения таких показателей зрелости (по фенантре-нам), как MPI-1 (0.0-0.5) и MPI-3 (0.0-1.0). [MPI-1 = = МФИ-1 = 1.5(2МФ + 3МФ)/(Ф + 1МФ + 9МФ); MPI-3 = МФИ-3 = 3(2МФ)/(Ф + 1МФ + 9МФ)], где MPI - метилфенантреновый индекс, MPI-1 -МФИ-1 - метилфенантреновый индекс - 1, МФИ-3 - метилфенантреновый индекс - 3; 2МФ-2 метилфенантрен; 3МФ-3 метилфенантрен; Ф - фенантрен; 1МФ-1 метилфенантрен; 9МФ-9 метилфенантрен.
Как показали O.K. Баженова, О.А. Арефьев [11], незрелые нефти могут образовываться:
1. В типично морских обстановках, их исходное ОВ - фитогенное с примесью бактериального; образование связано с изначальной обогащенностью исходного ОВ "запасными" липидами диатомового фитопланктона; к ним относятся нефти кремнистых-биогенных силицитов Сахалина, 3. Камчатки, Калифорнии, Японии.
2. В континентальных (прибрежно-морских) обстановках, ОВ которых обогащено гетероэлемента-ми, образование УВ происходит за счет смолисто-ас-фальтеновых компонентов битумоидов и "разрыхленной" структуры керогена.
И в той и в другой группах выделяются подгруппы нефтей, обогащенных серой.
Согласно исследованиям Ал.А. Петрова [1] по месторождениям Советского Союза, к верхней зоне осадочного чехла приурочен максимум залежей УВ флюидов типов А-2; Б-2; Б-1, которые находятся в пределах глубин 500-1500 м и в области современных температур 40-70°С.
Нами был собран и обобщен обширный литературный и экспериментальный материал по геологии и геохимии УВ систем ранней генерации многих нефтегазоносных бассейнов, как России, так и зарубежных стран. Были определены для каждого рассматриваемого бассейна, для определенного нефтегазоносного комплекса химический тип флюида, его фазовое состояние, а также литофациальные условия захоронения исходного ОВ, генетически связанного с УВ системами и термобарические условия их залегания.
В таблице 1 приведены регионы исследования, фациальные типы исходного ОВ и литературные источники, которые использовались нами.
Систематизированный и обобщенный материал по изученным УВ системам ранней генерации, а именно, химический тип нефтей и конденсатов, их фазовое состояние, а также геологические условия осадконакопления, типы ОВ и стадии катагенети-ческого преобразования в генерализованном и концентрированном виде представлены в таблице 2.
В таблице 2 приняты следующие сокращения:
Таблица 1. Типизация регионов исследования по литофациальным особенностям исходного ОВ
Фациальный тип ОВ Регион Автор
Морские фации Западная Камчатка, Восточный Сахалин, Япония, Калифорния Припятский прогиб, Западное Предкавказье, Азербайджан, Западная Туркмения Гватемала Австралия Израиль [10-13, 18, 19], [1, 6, 7] [20] [21, 22] [23]
Озерные фации Китай Австралия Бразилия, Центральная Суматра [24-28] [22] [18]
Континентальные фации Западная Сибирь Югославия Канада Индонезия Северная, Центральная и Юго-Западная части Амударьинской впадины [1, 2, 4, 7, 13, 15, 29-31] [16, 17, 32] [33-35] [5, 36] [13, 37, 38]
H, НТК, ГКН, ГК и Г соответственно нефтяные, нефтегазоконденсатны
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.