ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ НЕФТЕЙ СЕВЕРО-ТАТАРСКОГО СВОДА НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСА ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.
P.P. Гайфутдинов1, Ж.В. Камышева2
1Казанский (Приволжский) Федеральный Университет
ruslangaifutdinov@yandex.ru
2Казанский (Приволжский) Федеральный Университет.
zhanna-kazan92@mail.ru
В настоящее время на Бондюжском месторождении разрабатываются пласты пашийского и тиманского горизонтов. В процессе бурения новой скважины был получен приток нефти из вышележащего косьвинского горизонта. В связи с этим возник вопрос, является ли эта нефть мигрировавшей из нижележащих горизонтов, или у нее имеется другой источник. Для ответа на этот вопрос необходимо исследовать образцы проб нефти из данных горизонтов и провести их корреляцию, на основе которой можно сделать выводы о единстве или разности их источников.
В основу работы положены результаты геохимического исследования нефтей Бондюжского месторождения, приуроченного к юго-восточному склону Северного купола Татарского свода. Исследованы 3 пробы нефти со скважин 1391, 1469 и 890. Первые 2 пробы относятся к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса верхнего девона; 3- к косьвинскому горизонту визейского яруса нижнего карбона.
В задачи данной работы входило корреляция в системе «нефть-нефть», реконструкция исходного типа и фациальных условий накопления органического вещества (ОВ) нефтей, определение степени катагенетической зрелости и интенсивности процессов вторичной миграции.
Все виды анализов выполнены в лаборатории геохимии горючих ископаемых, на базе Института геологии и нефтегазовых технологий (ИГиНГТ) Казанского (Приволжского) федерального университета (К(П)ФУ).
Методика исследований.
В данной работе изучение нефтей велось по следующей схеме:[1]
Разделение нефти на группы: масла, смолы и асфальтены методом жидкостно-адсорбционной хроматографии (ЖАХ).
Хроматографические исследования масляной фракции нефтей.
В выделенной фракции масел исследовались нафтеновые УВ методом газовой хроматомасс-спектрометрии.
Хроматографические исследования проведены на приборе «Кристалл 2000М» («Хроматэк») методом капиллярной ГЖХ в режиме программирования температуры от 100°С до 300°С. В диапазоне температур от 100°С до 150°С скорость определения исследуемого вещества изменяется со скоростью -10°С в мин. и в диапазоне от 150°С до 300°С – 3°С в мин. Изотермический режим при 300°С- 14 минут. Температура испарителя 300°С Газо-носитель – гелий, скорость потока-2 мл/мин. Состав нафтеновых УВ группы масел осуществлялся на хроматомасс-спектрометре (ГХ/МС) Thermo-Scientific ISQ («Finnigan»,USA) с использованием компьютерной обработки данных в режиме SIM с записью ионов m/z 217 для стеранов и m/z 191 для терпанов. Разделение УВ велось на капиллярной колонке l=30 см, диаметром 2мм с фазой PE-XLB.
Обсуждение.
Методом ГХ/МС исследуют в маслах индивидуальный состав нафтеновых УВ, прежде всего стеранов и терпанов, а также изопреноидных алканов - пристана и фитана, являющихся важнейшими хемофоссилиями – биомаркерами.
Хемофоссилии несут информацию об исходном материнском веществе и используются в качестве корреляционных параметров для выявления исходного генотипа ОВ, фациальных обстановок седиментогенеза, определения условий протекания диагенеза, степени катагенетической преобразованности и зрелости. Отдельно необходимо сказать о стеранах и терпанах - особенностью этих УВ является способность при изменении условий в процессе диа- и катагенеза менять пространственное положение определенных атомов. [2]
В данной работе использовались параметры, полученные по результатам газовой хроматографии: относительное распределение н-алканов, П/н-С17 и Ф/н-С18, K1 и K2 – показатели зрелости. [3]
По параметрам П/н-С17 и Ф/н-С18 проводилась корреляция в системе «нефть-нефть»: все образцы попадают в область слабовосстановительных мелководноморских фациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности являются зрелыми (рис. 1). Корреляционная связь выявлена.
Рис. 1 Корреляция нефтей по П/н-С17 и Ф/н-С18 параметрам.
(График Кеннона и Кессоу)
По графику относительного распределения н-алканов нефть из вышележащего косьвинского горизонта (образец из скважины 890) обогащена легкими компонентами по сравнению с образцами нефти из нижележащих горизонтов, что подтверждается звездной диаграммой (рис. 3), а также коэффициентами К1 и К2, предложенными С. Б. Остроуховым[3] (рис 2).
К1=(С13+С14+С15)/(С 15+С16+С17+С18+С19)
К2=(С15+С16+С17+С18+С19)/(С19+С20+С21+С22+С23)
Рис. 2 График С. Б. Остроухова.[3]
Рис. 3 График относительного распределения н-алканов и звездная диаграмма.
В работе также использовались следующие коэффициенты, рассчитанные по данным ГХ/МС: GAM/HOP, DIA/DIA REG,STER/PENT, C19-C30, C21-C22, Ts/(Ts+Tm), C31HSR, C32HSR, MOR/MOR+HOP, C29SSR, C29BBAA.
Наиболее информативными параметрами зрелости нефтей являются биомаркерные коэффициенты C29SSR, C29BBAA. По соотношению этих параметров все образцы попали в область высокой степени зрелости (рис. 4,5), что подтверждается соотношением параметров C31HSR, C32HSR, MOR/MOR+HOP, C29SSR, C29BBAA (рис 5).
Рис.4. График термальной зрелости.
Рис 5. Звездная диаграмма термальной зрелости нефтей.
По ГХ/МС коэффициентам, отвечающим за генотип ОВ нефтей и условия его осадконакопления, была выявлена хорошая корреляционная связь (рис. 6).
Рис.6. Звездная диаграмма условий осадконакопления и типа исходного ОВ.[2]
В результате проделанной работы сделаны следующие выводы:
По содержанию масел, смол и асфальтенов все нефти относятся к одному типу.
По результатам газовой хроматографии все нефти имеют единый генотип.
По данным хроматомасс-спектрометрии все нефти имеют одинаковый генотип и степень зрелости.
У изученных проб нефти выявлен один источник исходного ОВ. Предполагается, что нефть мигрировала из пашийского горизонта в косьвинский по зонам разуплотнения.
В результате миграции нефть из вышележащего горизонта более легкая.
Таким образом, у изученных проб нефти выявлен один источник исходного ОВ. Предполагается, что нефть мигрировала из пашийского горизонта в косьвинский по зонам разуплотнения. Скорее всего, залежи косьвинского горизонта имеют небольшие размеры и приурочены не к сводовым частям структур, а к зонам разломов (границам блоков). Доразведку следует ориентировать на поиск путей миграции – изучение развития разломов по данным геофизики, блокового строения площади. При бурении новых скважин необходимо обращать внимание на признаки нефтеносности в шламе, а также проводить ГИС масштаба 1:200 на уровне косьвинского горизонта.
Список Литературы:
Носова, Ф.Ф. Пронин Н.В / Учебно-Методическое пособие к курсам повышения квалификации Петрофизика и геофизика в нефтянной геологии»
Peters K.E., Moldovan J.M. «The biomarker guide. Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments». – Prentice-hall, Inc. New Jersey 1993.
Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Сианисян С.Э –«Концепция двухэтапного формирования залежей углеводородов западного борта прикаспийской впадины.» - «Успехи Органической Геохимии»/ Новосибирск 2010
Горгадзе Г. Н., Гируц М.В., Кошелев В.Н. – «Органическая геохимия углеводородов: Учеб. Пособие для вузов: В 2 кн – М «Российский гоударственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012 – Кн 1 392 с.
|
