Т.П. КАЮКОВА, Г.П. КУРБСКИЙ, Т.Н. ЮСУПОВА, Р.К. ГАБИТОВА, Р.И. МУТАЛАПОВА, Л.З. НИГМЕДЗЯНОВА, Г.В. РОМАНОВ (ИОФХ им. А.Е. Арбузова), Р.З. МУХАМЕТШИН (ТатНИПИнефть)

По мере истощения запасов нефтей в песчаных пластах верхнего девона и нижнего карбона все больше и шире вовлекаются в разработку месторождения высоковязких нефтей карбонатных отложений [2], на долю которых приходится более 60 % перспективных и прогнозных ресурсов нефти. Однако их освоение требует предварительной оценки продуктивности органического вещества этих пород, знания химической природы тяжелой нефти и условий формирования ее залежей. Освоение высоковязких нефтей, обладающих высокими адсорбционными и адгезионными свойствами по отношению к породе пласта, связано с ее гидрофобизацией и образованием устойчивых водонефтяных эмульсий, что затрудняет, в частности, выбор оптимальных вариантов разработки конкретных залежей. Информация о керне из незатронутых разработкой пород и свойствах находящейся в них нефти необходима для установления генетических связей нефтей различных нефтегазоносных комплексов, определения путей миграции и прогнозной оценки качества и состава нефтей в пластовых условиях.

Исследовались нефтесодержащие породы из скв. 7556, 7637, 7866 и 7867, а также пробы нефти из скв. 4530 и 4656, пробуренных на разных залежах Архангельского месторождения (рис. 1). Породы и нефти отобраны из пластов Вр-3 и Вр-2 еврейского горизонта и Кзл-1 турнейского яруса соответственно в интервале глубин 828–1048 м (табл. 1). Залежи нефти верейского горизонта относятся к пластовому сводовому типу. Водонефтяной контакт в пределах структурной зоны погружается от –702 м (северный участок) до –725 м в юго-западном направлении. Карбонатные коллекторы представлены сгустково-комковатыми, органогенно-обломочными, биоморфными известняками. Коллекторские свойства пластов в указанных скважиных достаточно высокие: пористость 11,8– 20,0 %, нефтенасыщенность 62–86 % и лишь по скв. 7637 значительно ниже – 32–46%, что обусловлено присутствием остаточной нефти.

Нефти из кернов получены экстракцией измельченной породы хлороформом и спиртобензольной смесью в отношении 1:4 в экстракторе непрерывного действия. Содержание экстрагированной нефти оценивали весовым методом в процентах к массе породы. Результаты приведены в табл. 1 и табл.2.

Изучение состава и распределения углеводородов нормального и изопреноидного строения, а также полициклических алканов реликтового строения (отношение адиантан/гопан) проведено методом газовой хроматографии [4]. Анализ выполнен на хроматографе “Хром-5” с пламенно-ионизационным детектором в режиме ступенчатого программирования температуры на капиллярной колонке длиной 35 м, диаметром 0,25 мм. В качестве неподвижной фазы служил Апиезон L, газа-носителя – водород. Результаты представлены в табл. 3 и на рис. 2, рис.3, рис.4. Содержание в исследованных породах карбонатов, адсорбированной воды и общей органики <ОВ) определяли методом термического анализа [5]. Анализ выполнен на дериватографе Q-1500D венгерской фирмы МОН в стационарной воздушной среде, в открытых платиновых тиглях. Результаты анализа дифференциально-термических и термогравиметрических кривых приведены в табл. 4.

Исследованные породы характеризуются неравномерной нефтенасыщенностью: содержание нефти в кернах варьирует в пределах 0,75–3,0 %. Максимальное и минимальное ее содержание отмечено по разрезу скв. 7866 и 7867 на абсолютных отметках минус 687 и 694–695 м соответственно (см. табл. 1). По физико-химическим свойствам нефть, извлеченная из кернов пород, относится к тяжелым {плотность 0,9412–1,0155 г/см³) и высокосернистым (содержание серы 3–6 %) с высоким содержанием смолисто-асфальтовых компонентов. Самое высокое содержание порфиринов (171 мг/100 г) в образцах турнейского яруса из скв. 7637. Ввверх по разрезу этой скважины в верейских отложениях содержание порфиринов заметно снижается до 48 мг/100 г нефти. Аналогичная закономерность прослеживается по скв. 7867 и 7866: чем глубже залегают породы, тем выше содержание ванадиловых порфиринов. При этом увеличивается плотность нефти, а также содержание серы и асфальтенов.

В добываемых нефтях из скв. 4556 и 4530 по сравнению с экстрактами содержание порфиринов значительно ниже и составляет всего (7– 10) мг/100 г. В них также меньше асфальтенов и спиртобензольных смол, причем бензольные смолы преобладают над спиртобензольными (см. табл. 2), а в некоторых экстрактах преобладают спиртобензольные смолы. Подобно добываемым нефтям относительно высоким сохраняется отношение этих смол в экстрактах нефтей турнейского яруса из скв. 7637 и в пласте Вр-2 скв. 7867. Выше по разрезу скважины в пласте Вр-3 значительно преобладают спиртобензольные смолы, что характерно и для экстрактов нефтей скв. 7556.

Значительное преобладание в нефтяных объектах спиртобензольных смол обычно связывают с наличием окислительных (гипергенных) процессов, которые могут протекать в верхних горизонтах, а также в породах, обогащенных доломитами. Аналогичные изменения могут быть вызваны и миграционными процессами [3] при прохождении нефти через осадочные породы, обладающие различной адсорбционной способностью к углеводородным компонентам. В природных условиях эти два процесса часто накладываются друг на друга, поэтому их идентификация затруднена. О миграции нефти в отложениях палеозоя Урало-Поволжья в большом масштабе известно давно. Еще в 60-е годы были обобщены многочисленные факты, позволяющие считать единым источник нефтеобразования на востоке Татарстана. При этом Н.Ш. Хайрединов отмечал, что широкой вертикальной и внутрипластовой миграции углеводородов способствовала увеличенная тектоническая активность в послепермское время, когда формировался Южно-Татарский свод. Геохимическая информация об исследованных объектах, полученная методами газовой хроматографии (cм. табл. 3), также свидетельствует о наличии миграционных процессов. Нефти, извлеченные из кернов пород, как и добываемые естественным притоком, относятся к одному химическому типу А¹, для которого характерно преобладание нормальных и изопреноидных алканов. Отсутствие в экстрактах легких фракций, естественно, отражается в более низких по сравнению е нефтями значениях геохимических показателей. Однако судя по значению показателя К₁ (0,46– 0,69), представляющего отношение изопреноидных алканов состава C₁₉ и С₂₀ к близлежащим нормальным алканам состава С₁₇ и C₁₈, их состав отражает высокую степень катагенной преобразованности и незначительное влияние процессов биодеградации. Отношение пристан/фитан, меньшее 1 (0,40–0,68), свидетельствует, что исследованные объекты генерированы из сапропелевого органического вещества в сильно восстановительных условиях диагенеза, как девонские и каменноугольные нефти месторождений Татарстана [2].

Генетическое единство нефтей Архангельского месторождения с глубинными нефтями Татарстана следует и из достаточно близких значений (1,13– 1,25) такого информативного генетического показателя, как отношение адиантан/гопан (см. табл. 3). Можно говорить не только об едином источнике образования этих нефтей, но и о сообщаемости исследованных горизонтов. Подтверждением этой точки зрения служит характер распределения нормальных алканов в верейских и турнейских отложениях, вскрытых скв. 7637, и в продуктивных пластах скв. 7867 (см. рис. 2, рис.3). Из рис. 2 видно, что при некоторой дифференциации состава (преобладание н-алканов более высокомолекулярных в верхней части разреза Вр-3 скв. 7637, по сравнению с Кзл-1) характер распределения этих углеводородов подобен: максимальные концентрации приходятся на С₁₈ иC₂₁.

Исследованные породы на 47–97 % состоят из карбонатов. Содержание ОВ от 1 до 3,5 % (см. табл. 4). В данной скважине состав пород Достаточно однороден как по минеральному составу, так и содержанию ОВ. Более определенная закономерность распределения н-алканов наблюдается по скв. 7867 (см. рис. 3). Здесь довольно четко прослеживается закономерное изменение не только распределения н-алканов, но и общих физико-химических свойств нефти в сторону облегчения ее состава вверх по разрезу скважины (см. табл. 2, табл.3), что характерно для мигрирующих нефтяных систем [3] через различные осадочные породы. Так, результаты лабораторного моделирования процессов фильтрации нефти показали, что в нефтях, сорбируемых породой, концентрировались в большей мере ароматические углеводороды и смолы, при этом в поровом пространстве карбонатных пород (известняки и доломиты) находилась нефть, обогащенная спиртобензольными смолами [3]. Четкой связи между содержанием карбонатов и составом нефти по разрезу скв. 7867 не обнаружено. Низ керна из пласта Вр-2 данной скважины, откуда экстрагирована более тяжелая нефть, на 47 % состоит из карбонатов. Остальная часть приходится на минеральные составляющие: песчаники и, главным образом, глины. Именно для данной породы, подобно породам, содержащим глинистые минералы, характерно сравнительно высокое содержание адсорбированной воды (0,7 %) и низкое содержание общей органики (см. табл. 4). По-видимому, присутствие глинистых минералов оказывает определенное влияние на процесс дифференциации состава нефти в породах, вскрытых данной скважиной. Близкие значения усредненных результатов исследования кернов свидетельствуют, что по разрезу пластов Вр-2 и Вр-3 изучался состав как бы одной нефти, источником которой могли служить турнейские залежи.

Изучая состав нефтей карбонатных отложений, по-видимому, нельзя не учитывать возможного влияния на их состав и гипергенных факторов, так как высокие значения рН среды, типичные для пород, обогащенных доломитами, способствуют усилению биодеградации нефтей в менее глубоких горизонтах. В этом плане определенный интерес представляют экстракты нефти из скв. 7866, находящейся практически на тех же абсолютных отметках (см. табл. 1), что и добываемая нефть из скв. 4656. В пробах пород из пластов Вр-2 и Вр-3 данной скважины, состоящих практически из чистых карбонатов (91–97 %), содержание ОВ по данным термического анализа меняется очень резко – от 0,93 до 3,33 (см. табл. 4). При этом существенно отличается и состав экстрагированных нефтей, что наглядно видно на хроматограммах этих нефтей (см. рис. 4). Так, в экстракте, полученном из нижнего пласта Вр-2, обедненного ОВ по сравнению с верхним пластом, преобладают изопреноидные алканы (см. рис. 4, б), что характерно для нефтей типа А², в которых нормальные алканы частично уничтожены в процессе микробиального окисления. Наряду с высокой плотностью для этого образца характерно также низкое содержание масел (43 %) и самое высокое из всех исследованных объектов содержание асфальтенов – 23 % (см. табл. 1, табл.2), что также может служить косвенным свидетельством протекания окислительных процессов.

Нефть, экстрагированная из верхнего пласта Вр-3, на основании распределения в ней алканов нормального и изопреноидного строения, может быть отнесена к химическому типу А¹, однако профиль распределения в ней н-алканов также типичен для нефтей, частично претерпевших биохимическое окисление (заметное снижение содержания н-алканов в области С₁₈ – С₂₆. Аналогичные изменения в соотношении нормальных и изопреноидных алканов, приводящие к резкому увеличению отношения К_i (см. табл. 3) вызваны, по мнению В.А. Чахмахчева, в основном, снижением н-алканов в нефтях зоны водонефтяного контакта и близких к ней интервалов. Именно на контакте нефти с водой отмечаются зоны тяжелых нефтей с высоким содержанием металлоорганических соединений и смолисто-асфальтовых веществ. Как отмечалось, водонефтяной контакт в пределах исследованной структурной зоны испытывает ступенчатое погружение от –702 м (северный участок) до –725 м в юго-западном направлении. Судя по этим данным, пласты Вр-2, из которых экстрагированы наиболее тяжелые нефти (с абсолютных отметок минус 694 и 695 м), находятся в большей близости к водонефтяному контакту. Несмотря на то, что пласты Вр-2 и Вр-3 отделены друг от друга пачкой глин толщиной до 2 м и перекрываются мощной (до 32–38 м) регионально выдержанной толщей, представленной преимущественно глинистыми отложениями, в районе скв. 7866, вероятно, наблюдается продолжение выявленной в этом районе Р.З. Мухаметшиным и другими системы трещин, по которой могло происходить окисление нефти. Как известно, увеличение вязкости и адсорбционные свойства асфальтенов могут в десятки раз снижать подвижность нефти в пластовых условиях, что способствует сохранению залежи от дальнейшего разрушения законтурными напорными водами. Эти свойства нефти, оказывающие, в свою очередь, влияние на проницаемость пластов, необходимо учитывать при разработке конкретных залежей как первичными, так и вторичными методами.

1. Килан Д. Отбор и исследование кернового материала, цели и задачи // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.– 1980.– № 3.–С. 15–19.
2. Курбский Г.П. Геохимия нефтей Татарии.– М.: Наука, 1987.
3. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы.– М.: Недра, 1987.
4. Особенности распределения полициклических реликтовых углеводородов в нефтях Татарии / Г.П. Каюкова, С.Д. Пустильникова, О.А. Арефьев и др. // Нефтехимия.– 1982.– № 5.– С. 579–586.
5. Термический анализ остаточных нефтей в терригенных отложениях Татарии / Г.В. Романов, В.И. Семкин, Т.Н. Юсупова, С.К. Лезина: Деп. № 8695-В / ВИНИТИ.– М., 1985.

Composition and features of oils of Arkh angel field at Tataria are studed. Oils were taken from wells and the core of the Verey and Tournaisian productive beds. It is shown, that carbonaceous rocks are characterized by heterogenity of both mineral content and characteristics of oils, containing in them. A conclusion is drown about genetic unity of oils from studed beds and processes of vertical migration from the underlying Tournaisian deposits to overlying Verey beds. It is shown, that sharp decreasing of n-alkan content in some studed objects and simultaneous increasing of their density and vanadium porphyrin and asphaltene content is caused not only by loss of light part of oil and its differentiation by content during its filtration through rocks, but by influence of oxidation processes occured at water-oil contact between a pool and bed waters.

* По данным Ф.З. Фатыховой (КГЭ)
** Добываемая нефть

Примечание

* Добываемая нефть

1, 2 – границы залежей: 1 – верейского горизонта, 2 – турнейского яруса; 3 – местоположение скважин с пробами исследованной нефти

1,2 – Вр-3; 3, 4 – Кзл-1

1,2 – Вр-3; 3 – Вр-2

Рис. 4. Хроматограммы нефтей, экстрагированных из пород пластов скв. 7866: