- для диапазона концентраций 0,005 ... 0,010 мг/кг -- на уровне ± 32-33%;
- для концентрации 0,015 мг/кг -- на уровне ± 30%;
- для концентрации 1,30 мг/кг -- на уровне ± 20%.
Для сравнительных исследований методом хромато-масс-спектрометрии изучен углеводородный состав нефтей из доюрских коллекторов Ханты-Мансийского месторождения, отобранных из разведочных скважин ХМ э-5203, ХМ Р-50, ХМ Р-5.
Анализ геохимических данных для установления источника углеводородов
Содержание н-алканов и ароматических УВ в рассматриваемых образцах пород приведены в Таблицах 1-2, данные об углеводородном составе нефтей -- в Таблице 3. В Таблицах также приведены значения некоторых наиболее контрастных расчетных параметров состава углеводородов.
Образцы пород из тюменской свиты скважин ХМ50 и ХМ51 (условно фоновая) содержат однотипное ОВ с соотношением н-алканов и аренов на уровне (4-5):1, при среднем содержании органического вещества 100-550 мг/кг в образцах ХМ51, и 41-50 мг/кг в образцах ХМ50.
В горелой свите фиксируется прослой песчаника, содержащего на порядок больше экстрагируемого ОВ -- до 3000-4000 мг/кг. Содержание н-алканов в нем превышает ароматические УВ в 53-88 раз (в Таблице 1 выделено желтым цветом). Мощность указанного слоя составляет 9-11 м (а. о. -3106-3115 м в скважине ХМ50 и -3121-3131 м в ХМ51). Нужно отметить, что данное органическое вещество содержит резко пониженное содержание нафталинов С10-С12, известных своей летучестью и растворимостью в воде [22]. Данное вещество локализовано по разрезу, что обеспечивается литологическими особенностями песчаников горелой свиты. Песчаники кварцевые, средне-крупнозернистые, плохо сортированные, с глинисто-карбонатным цементом, с высокой проницаемостью (Рисунок 3 а, 3б).
Вероятно, органическое вещество, локализованное в пределах этого узкого слоя песчаника горелой свиты, относится к мигрирующему и измененному в результате фильтрации. В веществе значительно преобладают алкановые УВ. Не исключено, что миграция происходила в условиях водной промывки, так как органическое вещество практически полностью потеряло нафталиновые углеводороды (высокая величина расчетного параметра Халк С9-40/ ХНф С10-12 и низкое значение ЕНф/ЕФ (Таблицы 1-2).
Таблица 1. Параметры состава органического вещества керна скважин продуктивных в фундаменте и коре выветривания
|
№ образца, порода |
Свита, пласт |
Сумма ОВ, мг/кг |
Содержание в породе, мг/кг |
Расчетные параметры |
|||||||||
|
Ен- алкан ы С 9-40 |
Ен- АБ C8-34 |
ЕНф С10-12 |
ЕФ С14-15 |
ЕАр |
Еиде нт.У В |
ЕАБ (С9-18)/ ЕАБ (С19-34) |
Еалк С9-40 /ЕНф С10-12 |
Еалк С9-40 /ЕФ С14-15 |
ЕНф С10-12 /ЕФ С14-15 |
||||
|
Площадь Ханты-Мансийская, скважина 50 |
|||||||||||||
|
1, аргиллит |
Тюменская (J?) ЮК3.9 |
46,41 |
2,70 |
0,09 |
0,47 |
0,16 |
0,72 |
3,42 |
7,04 |
5,74 |
17,13 |
2.99 |
|
|
2, алеврол. |
Тюменская (УДЮКз-э |
41,06 |
2,76 |
0,06 |
0,07 |
0,06 |
0,19 |
2,95 |
0,89 |
38,34 |
47,74 |
1.25 |
|
|
3, песчаник |
Тюменская (Тз)ЮКз-9 |
50,86 |
3,08 |
0,09 |
0,15 |
0,12 |
0,36 |
3,44 |
2,63 |
20,79 |
25,34 |
1.22 |
|
|
4, аргиллит |
Горелая (Л)ЮКіо-п |
107,54 |
8,71 |
0,19 |
3,12 |
0,97 |
4,28 |
12,99 |
3,06 |
2,79 |
9,03 |
3,24 |
|
|
5, песчаник |
Горелая (Л)ЮКіо-п |
4151,30 |
548,42 |
8,02 |
0,24 |
2,55 |
10,80 |
559,21 |
0,13 |
2328,36 |
215,34 |
0.09 |
|
|
6, аргиллит |
Горелая (Л)ЮКіо-п |
112,45 |
18,31 |
0,22 |
1,32 |
0,79 |
2,32 |
20,63 |
2,68 |
13,92 |
23,25 |
1.67 |
|
|
7, песчаник |
Горелая (Л)ЮКіо-п |
3136,97 |
458,99 |
6,58 |
0,18 |
2,17 |
8,93 |
467,92 |
0,13 |
2713,74 |
224,04 |
0.08 |
|
|
8, известняк |
(Р) |
39,04 |
2,31 |
0,03 |
0,02 |
0,02 |
0,08 |
2,39 |
0,73 |
107,43 |
95,20 |
0.89 |
|
|
9, известняк |
(Я) |
53,51 |
1,13 |
0,04 |
0,01 |
0,01 |
0,05 |
1,18 |
0,16 |
272,26 |
133,84 |
0.49 |
|
|
10, эффузив |
(5) |
43,73 |
1,06 |
0,03 |
0,02 |
0,02 |
0,07 |
1,13 |
1,07 |
60,42 |
65,17 |
1.08 |
|
|
11, эффузив |
(5) |
474,24 |
3,52 |
0,08 |
0,02 |
0,03 |
0,14 |
3,66 |
Щ1 |
160,54 |
103,52 |
0.65 |
|
|
12, эффузив |
(5) |
35,86 |
1,87 |
0,05 |
0,01 |
0,02 |
0,08 |
1,95 |
1,26 |
359,36 |
90,97 |
0.25 |
|
|
13, эффузив |
(5) |
33,33 |
4,05 |
0,08 |
0,03 |
0,03 |
0,14 |
4,18 |
1,78 |
153,39 |
137,32 |
0.90 |
|
|
Площадь Ханты-Мансийская, скважина 52 |
|||||||||||||
|
1, песчаник |
Горелая (Ji) КЖю |
4182,51 |
554,40 |
3,99 |
0,14 |
1,20 |
5,33 |
559,73 |
0,16 |
3922,42 |
463,59 |
0.12 |
Таблица 2. Параметры состава органического вещества керна условно фоновой скважины
|
№ образца, порода |
Свита, пласт |
Сумма ов, мг/кг |
Содержание в породе, мг/кг |
Расчетные параметры |
|||||||||
|
Еналканы С10-40 |
Ен-АБ С8-34 |
ЕНф С10-12 |
ЕФ С14-15 |
ЕАр |
Еидент. УВ |
ЕАБ(С9-10)/ ЕАБ(С19- |
Еалк С9-40 /ЕНф |
Еалк С9-40 / ЕФ С и- |
ЕНф С10-12 /ЕФ С14-15 |
||||
|
Площадь Ханты-Мансийская, скважина 51 (условно фоновая) |
|||||||||||||
|
1, аргиллит |
Тюменская (.Т)КЖ| |
548,96 |
128,74 |
3,75 |
21,2 |
4,71 |
29,67 |
158,40 |
3,75| |
6,01 |
27,35 |
4.50 |
|
|
2, песчаник |
Тюменская (Л) Кд |
74,17 |
6,12 |
0,18 |
1,36 |
0,46 |
2,00 |
8,12 |
4,10 |
4,50 |
13,36 |
2.97 |
|
|
3, аргиллит |
Горелая (Л) КЖю |
103,34 |
19,59 |
0,24 |
2,43 |
0,57 |
3,24 |
22,82 |
6,69 |
8,05 |
34,40 |
4.27 |
|
|
4,арг.+песч |
Горелая (Л) КЖю |
89,72 |
29,54 |
0,17 |
0,93 |
0,33 |
1,43 |
30,97 |
6,8б| |
31,7б |
92,14 |
2.90 |
|
|
5, песчаник |
Горелая (Л) КЖю |
3054,91 |
569,74 |
5,15 |
0,09 |
1,90 |
7,14 |
576,89 |
0,21 |
6074,3 |
299,71 |
0.05 |
|
|
6, песчаник |
Горелая (Л) КЖю |
228,39 |
51,22 |
0,69| |
1,36 |
1,28 |
3,33 |
54,56 |
3,36 |
37,71 |
39,99 |
1.06 |
|
|
7, аргиллит |
Горелая (Л) КЖю |
288,5 |
1,77 |
0,03 |
0,10 |
0,13 |
0,26 |
2,03 |
3,51 |
17,67 |
13,25 |
0.76 |
|
|
8, песчаник |
Горелая (Л) КЖю |
55,13 |
4,24 |
0,07 |
0,07 |
0,10 |
0,25 |
4,493 |
1,92 |
57,51 |
41,81 |
0.73 |
|
|
9, алевролит |
(Я) |
69,38 |
5,53 |
0,09 |
0,25 |
0,32 |
0,65 |
6,19 |
1,93 |
22,36 |
17,44 |
0.78 |
|
|
10, извести. |
(Я) |
27,65| |
5,90 |
0,08 |
0,06 |
0,09 |
0,24 |
6,1367 |
3,27 |
93,79 |
66,49 |
0.71 |
|
|
11, глина |
(Я) |
128,39 |
15,84 |
0,33 |
1,39 |
1,05| |
2,76 |
18.60 |
4,27 |
11,39 |
15,15| |
1.33 |
Таблица 3. Параметры состава углеводородов нефтей Ханты-Мансийского месторождения
Примечание к таблицам 1-3. Показатели состава углеводородов: Е н-алканы С9-40, Е н-АБ С8-34, Е Нф С10-12, Е Ф С14-15 -- соответственно, сумма алканов нормального строения, сумма алкилбензолов с одним алкильным заместителем нормального строения, сумма нафталинов и сумма фенантренов с указанным числом атомов углерода в молекуле; Е Ар и Еидент. УВ -- сумма идентифицированных ароматических и сумма всех идентифицированных углеводородов; Е изоалканы С15-20 -- ряд идентифицированных в нефтях изопреноидных алканов, состава С15-20. Расчетные параметры: ЕАБ(С9-18)/ ЕАБ(С19-з4), Еалк С9-40/ ЕНф С10-12, Еалк С9-40/ ЕФ С14-15, ЕНф С10- 12/ЕФ С14-15 -- соответственно, отношение алкилбензолов с одним алкильным заместителем нормального строения, отношение суммы н-алканов к сумме нафталинов, отношение суммы н-алканов к сумме фенантренов и суммы нафталинов к сумме фенантренов, с указанным числом атомов углерода в молекуле
Источник данного органического материала не определяется однозначно. Среди рассматриваемых образцов нельзя выделить материнскую породу с органическим веществом подобного состава. В качестве одной из гипотез, объясняющих имеющиеся факты, можно предположить, что ОВ горелой свиты -- это результат «площадного сбора» рассеянных углеводородов из окружающих пород в результате гидротермальной проработки. В пределах высокопроницаемых песчаников горелой свиты промывка гидротермальными водами могла быть неоднократной, обеспечивая углеводородами нефтяные залежи в низах юры и доюрском НГК и «вымывая» из мигрирующего органического вещества ароматические углеводороды -- в большей степени нафталины С10-С12, способные переходить в водный раствор в полном наборе изомеров [22].
Рисунок 3. Песчаник нижнеюрской горелой свиты из скважин ХМ50 (а) и ХМ52 (б), известняк девонского возраста (в), эффузивная измененная порода силурийского возраста (г)
Данные, приведенные в Таблице 3, указывают, что для Ханты-Мансийских нефтей характерны углеводороды с завышенным содержанием нафталиновых УВ (Таблица 3). Если принять, что распределение групп ароматических углеводородов в нефтях России в среднем находится в пропорции бензольные : алкилнафталиновые : фенантреновые на уровне 70:20:10 [23], то нефти Ханты-Мансийского месторождения получили явно завышенные количества нафталинов. Наши данные показывают соотношение в нефтях бензолов: алкилнафталинов: фенантренов на уровне 35:58:7. Нужно понимать, что эти оценки весьма приблизительны, так как приведенные в работе [23] соотношения групп ароматических углеводородов касаются всего набора компонентов, а наши данные выборочные. Но даже такие ограниченные оценки выявляют очевидный факт -- органическое вещество песчаника горелой свиты потеряло С10-С12 нафталиновые углеводороды (соотношение бензолы: алкилнафталины: фенантрены на уровне 73:2:25), а Ханты-Мансийские нефти их получили в завышенных количествах, не исключено, что в результате промывки коллектора гидротермами.
На гидротермальную активность в пределах палеозойского разреза на Ханты-Мансийском месторождении указывает и литолого-петрографическая характеристика доюрского и нижнеюрского комплексов. Основным литотипом пород доюрского комплекса в скважине ХМ50, являются известняки девонского возраста. Происхождение их смешанное органогенно-хемогенное, так как наряду с фрагментами различных организмов, встречаются явно вторичные карбонаты (Рисунок 3в). Из верхних интервалов разреза известняки имеют трещиноватую и брекчиевидную текстуру, в нижних -- плотные и массивные. Ниже, на глубине более 3500 м, вскрыты сильно измененные гидротермально-метасоматическими процессами породы силурийского (?) возраста, первоначально имевшие средний состав (Рисунок 3г). Породы в массе сложены микрозернистым кварцем с включением полевых шпатов, хлорита, глинистых минералов и карбонатов, плотные.
В качестве другой рабочей гипотезы, объясняющей имеющиеся факты, можно предложить следующую. Залежи в доюрском НГК формируют углеводороды, поступающие из неустановленного «глубинного источника», возможно из района тектонических нарушений, формирующих Ханты-Мансийскую сутурную зону (Рисунки 1 и 2Б). По системе трещин органическое вещество могло поступать в самый пористый и разуплотненный пласт песчаника горелой свиты вместе с термальными водами и переместиться в прилегающие карбонатные коллектора приконтактной зоны фундамента. Транзитный песчаник горелой свиты и в настоящее время содержит большие количества остаточной нефтяной эмульсии (до 3000-4000 мг/кг). Поступление углеводородов вероятно, было одноактным и закончилось давно, а промывка термальными водами циклически повторялась, так как из оставшейся в породе нефтяной эмульсии вымыты (и перенесены в нефтяные залежи) наиболее растворимые в воде алкилнафталины С10-С12.
В целом в разрезе юрских и доюрских пород Ханты-Мансийского месторождения может быть предложена следующая модель происхождения углеводородов нефтяных залежей.
1. В верхне- и среднеюрском НГК органическое вещество однотипно, выровнено по составу насыщенных и ароматических углеводородов. Здесь наиболее вероятным источником углеводородов традиционно может быть определено органическое вещество тутлеймской, абалакской, возможно тюменской свит.
2. В нижней части юрского разреза фиксируется слой крупнозернистого песчаника горелой свиты мощностью до 9-11 м, в котором латерально локализовано органическое вещество, предположительно формировавшее залежи углеводородов низов юры и доюрского фундамента. Материнские породы, из которых возможно поступали углеводороды в горелую свиту, достоверно не выявлены. В качестве гипотезы предложен сбор рассеянных углеводородов из органического вещества глубинных палеозойских пород в участках тектонического блокового дробления фундамента в результате их гидротермальной проработки. Возможным механизмом последующей миграции УВ в нефтегазовые ловушки является движение по высокопроницаемым прослоям песчаника горелой свиты с термальными водами.
Выводы
В пределах Ханты-Мансийского участка сжатия (сутуры) Западно-Сибирской платформы, на Ханты-Мансийском месторождении, материнские породы для залежей доюрского комплекса достоверно не установлены. В качестве гипотезы предлагается сбор углеводородов из рассеянного органического вещества палеозойских пород на значительной глубине в участках тектонического дробления фундамента.
«Глубинный источник» нефти для залежей нижнеюрского и доюрского комплексов в пределах Ханты-Мансийского участка может быть утвержден на основе следующих экспериментально установленных фактов.
1. В нижнеюрском разрезе фиксируется слой крупнозернистого песчаника горелой свиты, в котором латерально локализованы высокие концентрации органического вещества, существенно отличающегося по составу углеводородов от органического вещества вышележащих и подстилающих пород.
2. Молекулярный состав углеводородов песчаника горелой свиты, возможно указывает на факт гидротермальной промывки мигрирующего органического вещества с выносом нафталинов С10-С12 в нефтяные залежи.
3. Соответственно, для нефтей нижнеюрского и доюрского комплексов характерно повышенное содержание нафталиновых углеводородов по сравнению со среднестатистическими значениями для Российских нефтей.
4. Факт гидротермальной проработки пород фундамента подтверждается литологопетрографическими данными -- характерными метаморфическими изменениями -- хлоритизация, карбонатизация, серицитизация эффузивов.
Проведенные исследования показывают, что в пределах зон сжатия (сутуры) ЗападноСибирской платформы могут существовать глубинные источники поступления УВ в участки разуплотнения коры выветривания и фундамента. Так как положение материнских пород в рамках выполняемой работы не выявлено, предложена гипотеза поставки нефтяных углеводородов в пласты-коллекторы из рассеянного органического вещества палеозоя. По молекулярному составу вещество может быть отнесено к органическому биологического происхождения, затянутому в условиях поддвига на значительную глубину. Сбор нефти, предположительно, происходил в процессе движения термальных вод в участках тектонического блокового дробления фундамента.
месторождение нефтяной залежь углеводород
Список литературы
1. Kontorovich V.A. Petroleum potential of reservoirs at the Paleozoic-Mesozoic boundary in West Siberia: seismogeological criteria (example of the Chuzik-Chizhapka regional oil-gas accumulation) // Russian Geology and Geophysics. 2007. V. 48. №5. P. 422-428.
2. Koveshnikov A.E., Nesterova A.C., Dolgaya T.F. Fracture system influence on the reservoirs rock formation of Ordovician-Devonian carbonates in West Siberia tectonic depression // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2016. V. 43. P 1755-1315.