Геохимические особенности и закономерности изменения углеводородного состава флюидов Новопортовского месторождения

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА ФЛЮИДОВ НОВОПОРТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Т.Д. Островская, Г.С. Федорова, В.Ю. Артемьев,

А.С. Варягова

Месторождение Новопортовское приурочено к локальному поднятию в юго-восточной части Новопортовского вала и отличается своеобразным распределением залежей по разрезу: газовые - в сеномане (ПК1-5, ПК10), газонефтяные - в альбе (ПКп и ПК14), нефтегазоконденсатные - в готерив-аптском комплексе (ТП1 и ТП10), валанжин-готериве (НП1-НП7), берриасе (НП8 и НП9-10) и отложениях средней юры (Ю2 и Ю6_7).

Мощность продуктивной части разреза достигает 1700 м. Выше залегают региональные экранирующие толщи глин турон-датского возраста общей мощностью 220 м. Кроме того, в разрезе продуктивных отложений выделяются несколько маломощных глинистых флюидоупорных толщ, равномерно распределенных в новопортов-ской и танопчинской свитах и нижней части альбских отложений. Однако мощность экранов составляет 60 % от объема новопортов-ской свиты, расположенной на глубинах продуктивных горизонтов в разрезе: крупные газовые залежи - в сеноманском янусе под региональной экранирующей толщей турон-дата, одна залежь - в та-нопчинской свите под ханты-мансийским глинистым флюидоупо-ром и 9 продуктивных пластов - в новопортовской свите.

Аналитическая часть исследований включила определение физико-химических свойств флюидов, структурно-хроматографический анализ с использованием методов инфракрасной спектрометрии (ИКС), ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) и газожидкостной хроматографии (ГЖХ).

Особенности строения и распределения углеводородов флюидов отражены на рис. 1, 2 и в табл. 1, 2.

Рис. 1. ИКС и ЯМР-спектры нефтей и конденсатов Новопортовского месторождения: а - фракции до 200 °С; б - фракции выше 200 °С; 1 - метановые углеводороды;

2 - ароматические углеводороды; 3 - бензольные смолы; 4 - спирто-бензольные

смолы

8 •

6

4

2

10

8

6

4

2

с. 2

)0Ж

2 -

1

її.....

її м 11 і і і і

6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Число атомов углерода в молекулах

Распределение н-алканов в нефтях и конденсатах Новопортовского ,ения: а - валанжинские отложения: 1 - конденсат скв. 79

2

Фракционный и углеводородный состав конденсатов и нефтей Новопортовского месторождения

№ СКВ. Интервал перфорации, м Тип флюида Пласт Перегоняется, % масс Содержание углеводородов во фракции до 200 °С, % масс

до 100 °С до 150 °С до 200 °С до 300 °С до 450 °С аромати- ческих нафтено- вых метано- вых

46 944-947 нефть ТП, - - 3,01 33,42 78,22 5,46 94,59 -

79 1828-1835 нефть нп4 7,55 20,57 30,15 53,49 79,52 17,11 56,34 26,55

79 1873-1878 нефть НП5 11,48 24,84 33,45 55,48 83,91 22 42,47 35,53

78 1926-1932 нефть нпя 8,5 25,81 37,91 64,37 88,99 20,59 35,18 44,23

64 2036-2040 нефть ю2 3,75 7,44 16,05 38,95 73,14 15,77 34,27 49,96

79 1796-1802 конденсат НП1 30,75 48,64 60,32 75,64 91,77 10,85 44,4 44,75

83 1800-1812 конденсат нп2 42,55 77,39 88,73 94,38 - 16,68 35,85 47,47

84 1806-1812 конденсат МП, 34,25 75,32 90,24 98,31 - 7,25 58,68 34,07

85 1848-1856 конденсат нп4 49,5 81,32 92,1 99,41 - 13,64 25,13 61,23

107 2625-2638 конденсат ю2 23 58,84 74,86 93,66 - 26,23 32,32 41,45

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Физико-химические свойства конденсатов и нефтей Новопортовского месторождения

№ СКВ. Интервал перфорации, м Тип флюида Пласт Молеку- лярная масса Плотность, г/см3 Вязкость кинематическая при 20 °С, Сет Фактические смолы, мг/100 мл Содержание, % масс

твердые парафины сера асфальт

46 944-947 нефть тп1 285 0,917 55,31 5,6 0,5 0,11 0,51

79 1828-1835 нефть нп4 183 0,843 4,33 2,13 3,75 0,09 0,18

79 1873-1878 нефть НП5 200 0,855 7,71 2,66 4,84 0,09 0,14

78 1926-1932 нефть нпя 185 0,831 3,58 1,91 3,66 0,06 0,14

64 2036-2040 нефть ю2 228 0,818 13,91 5,46 5,55 0,15 0,34

79 1796-1802 конденсат НП1 135 0,787 1,15 1,33 2,04 0,06 ОТС.

83 1800-1812 конденсат нп2 99 0,749 0,646 1,6 следы 0,01 ОТС.

84 1806-1812 конденсат МП, 100 0,758 0,867 0,9 ОТС. 0,01 ОТС.

85 1848-1856 конденсат нп4 99 0,745 0,803 ОТС. 0,11 0,02 ОТС.

107 2625-2638 конденсат ю2 130 0,783 1,102 3,5 1,4 0,03 ОТС.

СБОРНИК НАУЧНЫХ СТАТЕЙ

Нефти юрских отложений (пласты Ю5-6, Ю2) обладают общностью физико-химических свойств: плотность - 860-870 кг/м3, содержание фракций до 200 °С - 10-20 %, серы до 0,15 %, парафинов 2-7 %, смол селикагелевых не более 5 %, асфальтенов до

0,3 % масс. В групповом углеводородном составе - 50-53 % алка-нов, 30-34 % нафтенов и 16-18 % масс. аренов. В ряду нормальных алканов фракции, выкипающей до 200 °С, суммарное содержание С5-С8 достигает 70 % (ГЖХ). Судя по наличию полосы поглощения (п.п.) на ИК-спектрах при 970 см-1, нафтеновые углеводороды имеют моноциклическое строение и характеризуются преимущественно циклогексановой структурой. Отношение МЦГ/пС7 не превышает 3,5 (ГЖХ), что указывает на второстепенное значение нафтенов в углеводородном составе этой фракции. Ароматические углеводороды имеют также моноциклическое строение: бензол, ди- и тризамещенные бензолы (п.п. на ИКС-700, 750-800 см-1, сигналы на ЯМР-спектрах при х.с. 2,7-3,2 м.д., протоны ароматического кольца и при х.с. 7,5-7,8 м.д. - протоны СН3 групп в заместителях). Во фракции, кипящей выше 200 °С, ароматические углеводороды в основном представлены нафталинами (п.п. 820 см-1 и 1030-1050 см-1) с заместителями в виде СН2 и СН3 групп (п.п. 1460, 1380 см-1). Нафтеновые углеводороды присутствуют в ограниченном количестве - малоинтенсивная п.п. при 970 см-1. Ряд нормальных алканов нефракциони-рованных нефтей имеет протяженность от С5 до С28-30, содержание С5-С8 в общем балансе нормальных алканов составляет 43-57 %. Основой смол являются углеводородные структуры - это полици-клические ароматические группировки (700-900 см-1), сопряженные с большим количеством СН2 и СН3 групп при ограниченном содержании кислородных структур (п.п. 1720 см-1); для спиртобензольных смол характерно повышенное содержание сульфок-сидных структур (п.п. 1038-1040 см-1). Количество парамагнитных центров в асфальтенах - 40-50-1017/г (ЭПР).

Конденсаты юрских отложений, как и нефти, сходны по своим физико-химическим свойствам: плотность - 772-784 кг/м3, содержание серы - 0,02-0,03 %, парафинов - 1,4-1,6 % масс.; фракции до 200 °С - 75-81 %, в групповом углеводородном составе которой 41-53 % алканов, 28-34 % нафтенов, 24-26 % масс. аре-

нов. Отмечается общность структурно-хроматографических параметров низкокипящей фракции нефтей и конденсатов юрских отложений.

В продуктивных пластах валанжинских отложений (НП10-11, НП3, НП5-6, НП7 до НП1) обнаружены как нефтяные, так и газоконденсатные залежи. Рассматривая изменение физико-химических свойств нефтей и конденсатов по разрезу валанжина и сравнивая их со свойствами флюидов юрского комплекса, следует констатировать, что происходит процесс облегчения состава и перераспределение в соотношениях углеводородов. Так, для нефтей уменьшается плотность (до 830-850 кг/м3), содержание смолистых компонентов (до 2-3 % масс), асфальтенов (до 0,2 % масс.) с одновременным увеличением выхода как самой низкокипящей фракции (до 20-40 %), так и доли нафтенов в ней (до 56 % масс.). Отметим, что в нижнепродуктивных пластах валанжинского комплекса (НП3), по сравнению с юрскими, основные изменения в составе нефтей обнаруживаются в низкокипящей фракции: возрастает до 96 % выход нормальных алканов С5-С8, в составе нафтенов увеличивается количество циклогексана (сигнал на ЯМР-спектрах при х.с. 8,6 м.д.). Во фракции выше 200 °С в структуре углеводородных соединений изменений не наблюдается. Ряд нормальных алканов сокращается до С25_26. Структурной основой смол являются углеводородные группы, сопряженные с сульфоксидными, количество которых в спиртобензольных смолах достаточно высоко, и кислородосодержащими соединениями, присутствующими в ограниченных количествах. Асфальтены не обладают высоким парамагнетизмом, на что указывает количество парамагнитных центров, соответствующее 25-35-1017/г.

В пластах НП1, НП2-3 преимущественно формировались газоконденсатные залежи, очевидно, с нефтяными оторочками. Конденсаты на 90 % состоят из низкокипящих соединений, а в их углеводородном составе до 40-60 % приходится на нафтены, представленные замещенными циклогексана. Количество аренов уменьшается в отдельных пластах до 7 % масс. Ряд нормальных алканов простирается от С5 до С15-21, максимальное содержание приходится на С5-С8, сумма которых достигает 97 %. По общей структурной характеристике конденсаты аналогичны низко-

кипящей фракции нефтей, но в большой мере обогащены нафтенами: отношение МЦГ/пС7 составляет 25-78. Для конденсатов и нефтей пластов НП3-НП5 характерным является низкое содержание нормального гептана (0,1- 0,5 % масс.), что приводит к высокому значению отношения МЦГ/пС7 (до 130). Структура ароматических углеводородов изменений не испытывает - это бензол, ди- и частично тризамещение бензола.

Особую группу флюидов представляют собой апт-альбские отложения, которые характеризуются высокой плотностью (910918 кг/м3), отсутствием низкокипящей фракции, содержанием серы до 0,2 %, парафинов - 0,2-0,8 %, смол - более 5 %, асфальтенов -до 1 % масс. В групповом углеводородном составе 60-95 % нафтенов, до 16-20 % масс. алканов. Хроматографический анализ флюидов показал, что нормальные алканы практически отсутствуют: на хроматограммах фиксируется интенсивный «нафтеновый горб». Во фракции выше 200 °С нафтены (970 см-1) имеют сложное строение, а арены - бициклическое и более сложное («трезубец» - в области 750-900 см-1), циклы сопряжены с большим количеством парафиновых цепей. Своеобразна структура бензольных и спиртобензольных смол; они обогащены кислородными функциональными группами, а в спиртобензольных смолах уменьшается количество сульфоксидных структур. Асфальтены обладают высоким парамагнетизмом: количество парамагнитных центров достигает 200-1017/г. Количественное соотношение кислородных и сульфок-сидных структур в смолах и высокий парамагнетизм асфальтенов свидетельствует о том, что нефтяные залежи альбских отложений находятся в стадии разрушения [1].

Таким образом, на Новопортовском месторождении по продуктивному разрезу юра-валанжин-апт-альб происходят изменения состава, структуры и характера распределения углеводородов в залежах, представляющих собой сложные углеводородные системы газоконденсатных и нефтяных скоплений.

В конденсатах снизу вверх по разрезу уменьшается плотность, возрастает выход низкокипящей фракции, ряд нормальных алка-нов сокращается до С15_20, возрастает роль нафтенов, ароматические углеводороды представлены моноциклическими соединениями. При максимальном содержании нафтеновых углеводородов

происходит резкое сокращение содержания высококипящих углеводородов в составе и практическое исчезновение углеводородов нормального строения.

Выделяют три типа нефтей:

1) легкие нефти валанжинских отложений. По своим свойствам они близки к конденсатам. Протяженность ряда нормальных алка-нов - до С26-С28. Состав нефтей, структурные особенности смолистых соединений (углеводородные группы, сопряженные с суль-фоксидными), невысокий парамагнетизм асфальтенов свидетельствуют о высокой сохранности нефтяных скоплений;

2) нефти юрского и нижних пластов валанжинского комплекса, обладающие невысоким содержанием низкокипящей фракции. Ароматические углеводороды в основном представлены бицикли-ческими соединениями, протяженность ряда нормальных алканов достигает С29-С31, парамагнетизм асфальтенов выше, чем у легких нефтей валанжина. Эти геохимические параметры характерны для нефтей нефтяных месторождений Западной Сибири;

3) тяжелые нефти апт-альбских отложений. Геохимическая характеристика нефтей указывает на имевший место процесс биодеградации залежей: они не содержат низкокипящей фракции, во фракции выше 200 °С практически отсутствуют нормальные алка-ны, нафтеновые углеводороды имеют сложное строение; нефти обогащены смолисто-асфальтеновыми компонентами, причем в смолах повышено содержание кислородосодержащих групп при одновременном обеднении их углеводородными и сульфоксидными структурами, а в асфальтенах высокое количество парамагнитных центров свидетельствует о новообразовании их в зоне гипергенеза.

Располагая данными не только по Новопортовскому месторождению, а по региону в целом, представляется возможным высказать следующее предположение: легкие нефти, близкие по своим физико-химическим свойствам к конденсатам, вероятнее всего являются нефтяными оторочками в газоконденсатных залежах; более тяжелые нефти присущи нефтяным залежам; тяжелые нафтеновые нефти, обнаруженные в верхах продуктивного разреза, в силу их глубокой преобразованности могут являться как нефтяными оторочками, так и залежами, не имеющими газовых шапок [2].

В заключение необходимо отметить, что сопоставленный анализ геохимических параметров конденсатов и низкокипящей фракции нефтей для одних и тех же продуктивных пластов показал единство их состава, что является доказательством единства генезиса.

Список литературы

1. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология. - М.: Недра, 1984. - 242 с.

2. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. - М.: Недра, 1995. - 432 с.