К.И. Степанов, С.А. Вешев (ВНИИ "ВИРГ-Рудгеофизика")

Задачей настоящего исследования являлось более глубокое изучение геохимии микроэлементов в нефтяных залежах, образованных в результате латеральной миграции УВ, с использованием современных методов пробоподготовки и анализа нефтей на широкий круг элементов. В качестве объектов исследования выбраны 10 нефтяных залежей Калининградского вала, являющихся классическим примером латерального миграционного ряда (Вешев С.А., Степанов К.И., Васильева Т.Н., 1999). Для изучения содержаний микроэлементов использованы пробы сырых нефтей Ладушкинского, Алешкинского, Исаковского, Ушаковского, Малиновского, Дейминовского, Южно-Олимпийского, Западно-Красноборского, Красноборского и Северо-Красноборского месторождений, перечисленных в соответствии с положением в ряду латеральной миграции.

Калининградский вал расположен на восточном борту Балтийской синеклизы и представляет собой цепочку куполовидных поднятий продуктивных терригенных отложений среднего кембрия (рис. 1). По простиранию вала с запада на восток на расстоянии 80 км фиксируется подъем кровли продуктивных пород и нефтяных залежей на 600 м.

С.П. Максимов и В.А. Муромцева [1] указывали на увеличение плотности и уменьшение газонасыщенности нефтей Калининградского вала в направлении с востока на запад и связывали эту закономерность с дифференциальным улавливанием УВ в ряду латеральной миграции. Из рис. 2, построенного на основе данных [3], следует, что в этом ряду также закономерно повышается абсолютная отметка водонефтяных контактов (ВНК) и уменьшается высота залежей, увеличиваются содержания в нефтях смол и асфальтенов. Следует отметить особенности залежей, расположенных в интервале 47-55 км латерального ряда (Малиновское, Дейминовское и Южно-Олимпийское месторождения). Для этих залежей характерны повышение относительно линий тренда плотности нефтей и снижение абсолютных отметок ВНК и значений высоты залежей. Для Южно-Олимпийского и Дейминовского месторождений также типичны повышенные концентрации в нефтях парафинов, содержания которых на других месторождениях варьируют незначительно. Выявленные особенности состава нефтей и строения перечисленных месторождений могут быть обусловлены частичным расформированием залежей в результате поздних тектонических процессов, приведших к уменьшению их высоты, потере наиболее легких фракций нефтей и увеличению их плотности и парафинистости. Процессы тектонической перестройки ловушки и гипергенных изменений нефтей описаны также для Северо-Красноборского месторождения [3], расположенного в конце латерального ряда (80 км). Для этого месторождения отмечаются увеличение угла наклона линий тренда плотности и концентраций смол и асфальтенов и выполаживание тренда абсолютной отметки ВНК.

Таким образом, для исследований выбраны 10 нефтяных залежей, образованных в результате латеральной миграции УВ по простиранию Калининградского вала с запада на восток. В направлении миграции фиксируется закономерное изменение строения залежей и состава нефтей, которое искажается эпигенетическими процессами позднейших преобразований ловушек.

Микроэлементный состав нефтей определялся на основе разработанной методики минерального разложения проб сырой нефти, позволяющей использовать для анализа широкого круга элементов высокочувствительный метод эмиссионной масс-спектрометрии с возбуждением в индуктивно связанной плазме (ICP-MS), более подробно охарактеризованной С.А. Вешевым, К.И. Степановым, Т.Н. Васильевой (1999). В результате анализа во всех изученных пробах количественно определены концентрации 36 микроэлементов и, кроме того, еще 17 элементов – не менее чем в 50 % проб.

На основе полученных данных рассчитывались средние концентрации микроэлементов по месторождениям, а также статистические параметры (среднее арифметическое, стандартное отклонение и медианное значение) распределения элементов в нефтях всех изученных месторождений. Параметры распределения некоторых изученных элементов приведены в таблице. Для изучения закономерностей изменения состава нефтей в ряду латеральной миграции проведен анализ корреляционных связей между расстоянием миграции, значениями средних концентраций элементов в нефтях, параметрами фракционного соcтава нефтей и геологическими параметрами залежей. Следует отметить, что гипергенно измененные нефти Северо-Красноборского месторождения аномально обогащены большой группой элементов, что приводит к завышению коэффициентов корреляции между ними. Поэтому корреляционный анализ проведен без учета данных по этому месторождению – по выборке из 9 месторождений.

Для выявления геохимической специфики нефтей Балтийской нефтеносной области медианные значения концентраций элементов, приведенные в таблице, сравнивались со значениями их кларков в палеозойских нефтях, по С.А. Пунановой [4]. Для ряда элементов (О, К, Sb, Rb, La, Hg), не охарактеризованных в работе [4], в качестве кларков приняты оценки их средних концентраций в фанерозойских нефтях по данным [2]. Как следует из рис. 3, изученные нефти обеднены большой группой элементов, в первую очередь Pb, Rb, V, В, Br, J и Hg. Такие элементы, как Cl, Na, Si, Cr, Ti, напротив, имеют более высокие содержания в нефтях по сравнению с их кларками в земной коре. Концентрационный ряд элементов нефтей Калининградского вала по медианной оценке выглядит следующим образом:

Cl > Si > Fe > Ca > Na > Cr > >K > Ni > V > Mg > Al.

По симбатности поведения в ряду латеральной миграции на основе корреляционного анализа выявлено 11 ассоциаций элементов, связанных друг с другом сильными и средними положительными корреляционными связями (КК > 0,7): Ni + В; V + J; Na + Li + Ca + Mg + +Sr + Ва; Се + La + Pr + Nd; Ti + +Zr + Hf + Nb + Y; Fe + Mn + Mo + +As + Ge; P + Cl; Si + Sn; S + Cr; К + Cd; Ag + Ir. Распределение элементов, входящих в некоторые из перечисленных ассоциаций, в ряду латеральной миграции показано на рис. 4. По оси абсцисс отложено расстояние миграции, по оси ординат – среднее значение коэффициентов концентрации элементов (К), входящих в данную ассоциацию, рассчитанное как отношение среднего по залежи к среднему по всем опробованным месторождениям.

Как видно из рис. 4, выделенные ассоциации элементов по особенностям поведения в ряду латеральной миграции разделяются на две группы. Концентрации элементов первой группы закономерно изменяются в этом ряду и характеризуются положительной либо отрицательной корреляционной связью с расстоянием миграции. К этой группе относятся прежде всего Ni и В, содержания которых в нефтях закономерно нарастают в восточном направлении и достигают максимума в залежи Северо-Красноборского месторождения. Плавный тренд осложняется промежуточными максимумами в нефтях Дейминовского и Южно-Олимпийского месторождений. Как указывалось, нефти этих месторождений характеризуются повышенными плотностью и содержанием парафинов и преобразованы в результате гипергенных процессов. По-видимому, эти процессы приводили к искажению первичных концентраций элементов в нефтях и накоплению в них Ni, В и некоторых других элементов; Сr и S накапливаются в латеральном ряду подобно Ni и В, но их распределение осложнено двумя промежуточными максимумами (Алешкинское и Дейминовское месторождения). Поведение Аg и Ir антибатно поведению Ni и В, концентрации этих элементов снижаются по ходу латеральной миграции.

Таким образом, для элементов второй группы характерно дискретное накопление в ряду латеральной миграции с разделением ассоциаций по кислотно-щелочным свойствам. Для оценки кислотно-щелочных свойств перечисленных ассоциаций нами рассчитаны средние значения их электроотрицательности, по А.С. Поваренных (Краткий справочник по геохимии, 1977). Для элементов с переменной валентностью приняты значения электроотрицательности валентных форм, характерные для восстановительной обстановки, присущей УВ-системам. Ряд накопления элементов, дискретно распределенных в направлении латеральной миграции, выглядит следующим образом (в скобках указаны пределы колебаний электроотрицательности элементов, входящих в ассоциацию, кДж/моль):

Si + Sn (1088-1109) -> Cl + Р (1299-1925)-> Mn + Fe + As + Mo + Ge (753-984) -> Ti + Zr + Hf + Nb + Y (649-921) -” Ce + La + Pr + Nd (628) -> Na + Li + Ca + Mg + Sr + Ba (481-733).

Полученные данные указывают на последовательное снижение значений электроотрицательности элементов и усиление их щелочных свойств в направлении латеральной миграции УВ. С.А. Вешев, К.И. Степанов, Т.Н. Васильева (1999) установили, что микроэлементы по распространенности в нефтях относительно их кларков в земной коре разделяются на литофильную и нафтафильную группы. Характерно, что практически все элементы, образующие дискретный ряд накопления с трендом кислотно-основных свойств, относятся к элементам литофильной группы, в то время как элементы, последовательно накапливающиеся в ряду латеральной миграции, – к нафтафильной группе. Можно предположить, что нафтафильные элементы накапливаются в нефтях на ранних стадиях их образования. В процессах миграции их поведение определяется фракционной дифференциацией нефтей. Концентрации элементов литофильной ассоциации могут в существенной мере контролироваться взаимодействием нефтей и околонефтяных вод в процессах совместной миграции, а закономерности их накопления в ряду латеральной миграции могут указывать на дифференциацию флюидного потока по кислотно-основным свойствам. Подобная дифференциация характерна для эндогенных постмагматических флюидов (Коржинский Д.С.,1955), а для процессов миграции УВ отмечается впервые.

1. Получены данные о концентрациях в древних (кембрийских) нефтях 53 элементов в интервале концентраций от n*10-1 до n*10-7 %.

1. Максимов С.П., Муромцева В.А. О формировании залежей нефти в кембрийских отложениях южного борта Балтийской синеклизы // Геология нефти и газа. – 1975. – № 3. – С. 20-27.
2. Металлы в нефтях / Н.К. Надиров, А.В. Котова, В.Ф. Камьянов и др. – Алма-Ата: Наука, 1984.
3. Нефтяные месторождения Прибалтики / Под ред. Г.Б. Васильева. – Вильнюс: Мокслас, 1987.
4. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции. – М.: Недра, 1974.

Analysis of a variety of elements by ICP-MS method of oil samples from Kaliningrad swell (Baltic oil-bearing area) was performed. On the basis of data obtained, a specifics of microelement composition of oils due to their ancient age and long history of oil pools formation was recognised. A connection of microelement concentrations with fractional oil composition and a behavior of microelelents in process of lateral hydrocarbon migration was revealed. Elements which concentrations successively increase and decrease in the range of lateral migration as well as elements discretely enriching individual pools of such range were recognised. Elements are found to be distinguished by acid-basic properties in the course of hydrocarbon migration.

* Месторождение (в скобках число проб): 1 – Северо-Красноборское (1), 2 – Красноборское (2), 3 – Западно-Красноборское (2), 4 – Южно-Олимпийское (1), 5 – Дейминовское (2), 6 – Малиновское (3), 7 – Ушаковское (2), 8 – Исаковское (1), 9 – Алешкинское (1), 10 – Ладушкинское (1).

Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ В НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАЛИНИНГРАДСКОГО ВАЛА