Изменение состава нефтей в процессе миграции

Миграция нефти представляет собой сложный комплекс фильтрационных и диффузионных процессов, протекающих при разных температурах и давлениях, в различных по составу поро­дах, т.е. в разных литологических, минералогических и геохими­ческих средах. В зависимости от состава, строения и состояния этой среды, а также состава и структуры флюида происходит из­менение его состава. Процессы миграции нефти в недрах (так же как и генерации) непосредственно наблюдаемы быть не могут. О них можно судить по изменению состава флюида, а также по присутствию на предполагаемых путях движения флюидов «сле­дов миграции». Последние могут быть как непосредственными (вещественными) — примазки нефти, твердых нафтидов, наличие аллохтонных битумоидов, повышенная газонасыщенность вод и др., так и косвенными — изменение окраски пород, рН вод и т.д.

Влияние миграционных процессов на состав углеводородных флюидов в разные годы и на разном уровне исследования изуча­ли многие советские и российские ученые: О.А. Арефьев, Т.А. Ботнева, О.В. Валяева, И.В. Высоцкий, М.Н. Забродина, А.С. Гаджи-Касумов, А.Н. Гусева, А.А. Карцев, А.Я. Куклинский, Ал.А. Петров, С.А. Пунанова, И.В. Сафонова, Т.П. Сафронова, В.А. Соколов, СИ. Старобинец, Е.Б. Фролов, Э.И. Храмова, В.А. Чахмахчев, В.К. Шиманский и др.

Для того чтобы оценить влияние процессов миграции на со­став УВ флюидов и прежде всего нефти, необходимо учитывать тот факт, что согласно катагенетической зональности в разных частях ГЗН образуются первичные нефти разного состава: в верх-

ней части — более тяжелые нафтеновые, в максимуме ГЗН — нормальные легкие метановые, в нижней — насыщенные газом метаново-ароматические. Такая закономерность соблюдается при условии практического отсутствия вторичной миграции, установ­лена она на основе генетического сходства исходного материн­ского вещества и нефти, а также экспериментально. В нефтяной геохимии широко используется показатель «уровень зрелости нефти»; несоответствие уровня зрелости нефти термобарическим условиям залежи может служить показателем миграции. Но подобные различия возможно установить при значительных вер­тикальных перемещениях, т.е. вертикальной миграции вверх по разрезу.

Для установления характера миграционных процессов важнее выявлять не сходство в составе и степени зрелости (это может быть следствием генетического единства или сходства состава ОВ нефтематеринских толщ), а направленности изменений того или иного параметра. Наиболее информативными показателями явля­ются углеводородный, компонентный, фракционный и изотоп­ный состав углеводородных систем. Но и для этих показателей нет строго установленных единых закономерностей, поскольку на направленность этих изменений влияет ряд факторов: форма пе­реноса — струйная, диффузионная, растворенная; направлен­ность миграционных процессов — латеральная или вертикальная и тесно связанные с этими факторами различные адсорбцион-но-хроматографические эффекты, которые определяются вещест­венным (минералогическим, литологическим, гранулометричес­ким) составом среды, скоростью фильтрации и др. Состав пород определяет и многие физико-химические свойства нефти, кото­рые также меняются в процессе миграции.

Изменения состава нефти в процессе латеральной миграции можно рассматривать на примере залежей, расположенных на борту впадины или поднятий, обрамляющих впадину, являющую­ся очагом генерации нефти. Экспериментально было определено, что асфальтены, так же как и высокомолекулярные УВ, характе­ризуются лучшими сорбционными свойствами по сравнению со смолами. Поэтому по направлению миграции их содержание дол­жно закономерно уменьшаться, а величина отношения смолы/ас -фальтены расти. Результаты фактического распределения этих па­раметров на путях латеральной миграции по различным регионам (Урало-Поволжье, Терско-Сунжеская область, Тимано-Печорская область, Средняя Азия и др.) приведены В.А.Чахмахчевым в кни­ге «Геохимия процесса миграции углеводородных систем» (1983). Он делает вывод, что в природных условиях эта закономерность не соблюдается и указанные параметры изменяются произвольно, незакономерно. Сходные данные были получены американскими

учеными по ряду разновозрастных природных резервуаров (пен­сильванских, пермских, триасовых штатов Колорадо и Юта, ни-жнепалозойских штата Вайоминг и др.). На основе этих данных В.А. Чахмахчев пришел к выводу, что из-за низкой сорбционной емкости пород и больших объемов массопереноса УВ в коллек-торских толщах не создаются условия непрерывного хроматогра-фического разделения даже высокомолекулярных углеводородных и гетероатомных соединений. Вместе с тем эти процессы, по-ви­димому, однозначно фиксируются при вертикальных перемеще­ниях УВ через слабопроницаемые глинистые разделы, покрышки, литологические окна (Чахмахчев, 1983). Это прослеживается на примере многозалежных (многопластовых) месторождений про­дуктивной толщи Азербайджана, в которых вверх по разрезу от­мечается облегчение состава нефтей и уменьшение в их компо­нентном составе асфальтенов. Изменение состава нефтей при вертикальной миграции прослежено на примере юрских и ниж­немеловых залежей Прикумско-Сухокумской зоны Восточного Предкавказья. Так, нижнемеловые нефти, по сравнению с юрс­кими характеризуются меньшей плотностью, более низким содер­жанием смолисто-асфальтеновых компонентов, твердых парафи­нов и повышенным содержанием легких фракций. Эти нефти от­личаются и по составу бензиновых фракций: в нижнемеловых нефтях увеличивается относительное содержание С₅ и С₆; отно­шение (С₅+С₆)/С₇+С₈) в нижнемеловых нефтях составляет 0,5-0,7, в то время как в юрских — всего 0,1—0,3. На примере разных районов Предкавказья, а также по результатам экспери­ментов было установлено, что в газоконденсатах и бензиновой фракции нефти по направлению миграции уменьшаются следую­щие отношения: ареныΣ(С₆—С₇)/алканыΣ(С₆—С₇), толуол/бен­зол, циклогексаны/циклопентаны (ΣЦГ/ΣЦП) (Чахмахчев, 1983).

Если сравнивать по миграционной способности УВ метано-во-нафтеновой фракции, то нафтены и высокомолекулярные ал-каны менее миграционно способны. Что касается изо-алканов УВ, то наибольшей миграционной способностью характеризуют­ся С₁₄-С₁₆ по сравнению с С₁₉-С₂₀. Соответственно в процессе миграции и с увеличением дальности миграции растут отноше­ния алканы/цикланы, изо(С₁₄—С₁₆)/изо(С₁₉-С₂₀). Согласно раст­воримости изопреноидов пристан-и-С₁₉ растворяется лучше, чем фитан-и-С₂₀, и отношение и-С₁₉/и-С₂₀ должно расти в процессе миграции. Однако эмпирические данные по различным нефтям разновозрастных бассейнов свидетельствуют об устойчивости это­го отношения, и большинство исследователей склонны рассмат­ривать его в качестве биомаркера — одного из самых устойчивых генетических показателей.

Характер изменения полициклических биомаркеров также может быть использован при установлении миграционных про­цессов. Так, трициклические терпаны-хейлантаны более подвиж­ны по сравнению с гопановыми УВ, и величина отношения три/пента растет в процессе миграции. У стерановых биомарке­ров наиболее подвижными являются стереоизомеры с конфигура­цией 5cc20R по сравнению с изомерами 5α20S. Соотношение этих стереоизомеров по регулярным и перегруппированным стеранам 5α20R/5α20S предложено использовать как показатель миграции. Величина этого отношения возрастает в процессе перемещения флюида (Петров, 1984).

В процессе миграции происходит изменение изотопного со­става углерода как в нефти в целом, так и в ее отдельных фрак­циях. Эмпирически и экспериментально установлено, что проис­ходит облегчение изопного состава углерода от легких фракций к более тяжелым и что для генетически единых нефтей концентра­ция изотопа ¹²С тем меньше, чем выше в них содержание бензи­новой фракции. Такой характер изменения изотопного состава углерода бензинов нефтей по разрезу мезозоя для ряда месторож­дений Прикумско-Сухокумской зоны Восточного Предкавказья (рис. 5.9): бензины нижнемеловых отложений за некоторым ис­ключением тяжелее юрских, что соответствует уменьшению в по­следних отношения (С₅+С₆)/(С₇+С₈). Отмечаются и обратные со­отношения. Так, при региональной миграции установлено общее облегчение изотопного состава углерода нефти, т.е. увеличение содержания изотопа ¹²С по направлению миграции, что, видимо, обусловлено сорбцией наиболее изотопно-тяжелых смолисто-асфальтеновых компонентов нефти.

Характер распределения микроэлементов в нефтях так же из-мененяется в процессе миграции. Изучению микроэлементов в нефтях различных регионов посвящены работы СМ. Катченкова, С.А. Пунановой, В.А. Чахмахчева, Э.В. Курганской, И.С. Старо-бинца и др. Установление повышения обшей концентрации мик­роэлементов в высококипяших фракциях, а также приуроченнос­ти одних элементов к тяжелым фракциям (ванадий, никель, ко­бальт, хром), а других к легкокипящим (ртуть, сурьма, рубидий, медь, цинк, калий и др.) позволило проследить характер измене­ния микроэлементов в процессе миграции (Пунанова, 1974; Чах-махчев, 1983). Поскольку тяжелые фракции нефтей сорбируются легче, то концентрация соответствующих микроэлементов будет уменьшаться, в то время как содержание микроэлементов—спут­ников легких фракций (медь, цинк, калий и др.) будет расти. Ве­личины отношений ванадий/медь, никель/медь, кобальт/медь яв­ляются достаточно информативными и закономерно снижаются в процессе миграции через слабопроницаемые глинистые разности.

При миграции в водонасыщенных природных резервуарах, поро­ды которых имеют низкие сорбционные свойства, эти показатели теряют свою информативность.

Таким образом, большая часть рассмотренных геохимических показателей наиболее достоверны при вертикальной миграции через плохо проницаемые породы.

Для установления геохимических показателей миграции неф­ти в природном резервуаре необходим поиск таких соединений нефти, которые претерпевают фракционирование в процессе ла­теральной миграции. В качестве таких соединений было предло­жено использовать карбазолы — нейтральные азотсодержащие по­лиароматические соединения нефти. Эти соединения были вы­браны в качестве маркеров миграции, так как они присутствуют в

нефти в достаточно высоких концентрациях (0,1—0,5%); на ха­рактер распределения карбазолов и его производных не влияют исходный тип ОВ, условия его седиментации, диагенеза и катаге­неза, изменяются карбазолы только в процессе миграции (Фро­лов и др., 1987, 1989; Li et al., 1994). До сих пор точно не уста­новлены биологические предшественники карбазолов, предпола­гается, что таковыми были белковые вещества и растительные ал­калоиды. Последние входят в состав высших растений, а также в цианобактерии. Используются главным образом производные карбазолы, представленные в основном метил замещенными, сре­ди которых преобладают изомеры, у которых заместители распо­ложены в положениях 1 и 1, 8 (рис. 5.10). В процессе изучения карбазолов было установлено, что изомеры с одинаковым числом метальных (Me) и этильных (Et) заместителей, но с различным их расположением резко отличаются по растворимости в непо­лярных растворителях. Так, растворимость карбазолов, замещен­ных Ме-группами в положениях 1 и 7, 8, в гексане составляет 0,2—0,3 мг/мл, тогда как растворимость изомеров с тем же чис­лом заместителей, но в других положениях (2, 3, 4, 5, 6, 7), не эк­ранирующих H-N группу, меньше в 10-20 раз.

В нефтях также отмечены значительные вариации отно­шения 1- к 2-метилкарбазолу (почти в 10 раз), в то время как соотношение между 2- и 3-ме-тилкарбазолами изменяется ед­ва заметно.

Исходя из данных по раст­воримости различных изомеров карбазола и того факта, что их содержание в нефтях близ­ко к растворимости карбазолов в углеводородах, а также высо­кую их сорбционную способ­ность, некоторыми исследова­телями (Е.Б. Фролов, М. Ли, Р. Лартер, Б. Боулер) было вы­сказано предположение, что сос­тав карбазолов в нефтях должен быть весьма чувствителен к миграционным процессам, а возможно, и контролировать их. Интенсивность миграцион­ных процессов (дальность миг-

рации) выражается в потере первично генерированными карбазо-лами при миграции 1,8-Н и Н-изомеров. При увеличении даль­ности (интенсивности) миграции отмечается рост отноше­ний l-Me/2-Me и 1-Ме/З-Ме, снижение отношений l-Me/1-Et, а также уменьшение концентраций бензокарбазолов. Такой ха­рактер изменения указанных параметров в нефтях единого гене­зиса рассматривается как результат их миграционного фракцио­нирования. Эти предположения подтвердились на ряде объектов. На примере нефтей юрского и нижнемелового резервуаров Прикумско-Тюленевской зоны поднятий Предкавказья, генети­ческое единство для каждого резервуара которых доказано комп­лексом биомаркерных показателей, было установлено, что по увеличению дальности миграции (около 100 км) происходит рост 1,8-диметил карбазолов в два раза, величины отношения l-Me/2-Me в три раза, 1-Ме/З-Ме в два раза (Фролов, Касьяно­ва, 1997). Исследование карбазолов и характер их изменения в верхнедевонских нефтях Хорейверской впадины и Варан-дей-Адзьвинской зоны также подтвердили информативность это­го показателя (Бушнев, Валяева, 2000). Величина отношения l-Me/2-Me в исследованных авторами нефтях по направлению миграции возрастает от 1,17 в Южно-Торавейской площади до 1,67 в Варкнаватской. На схематической карте распределения отношений l-Me/2-Me (рис. 5.11) показано вероятное направле­ние миграции исходя из характера изменения этого параметра.

Направление миграции (расстояние около 20 км) в двух направ­лениях также устанавливается по характеру распределения бензо-карбазолов. Намеченное по карбазолам положение очага генера­ции совпадает с положением зоны прогибания — Морейюской депрессии. Из приведенных примеров видно, что соотношение изомеров метилзамещенных производных карбазолов является достаточно надежным показателем латеральной миграции.

Как было отмечено выше, различные геохимические показа­тели в результате разного направления миграции изменяются не всегда однозначно, а некоторые из них разнонаправленно (на­пример, ЦГ/ЦП) при вертикальной и латеральной миграции. По­этому при рассмотрении характера изменения каких-то геохими­ческих параметров нефтей для установления направленности миграции необходимо рассматривать более широкий круг геохи­мических вопросов — генетические показатели, корреляцию нефть-НМ-порода и др., а главное — необходимо их увязывать с конкретной геологической ситуацией.

Но, несмотря на неодназначность изменений отдельных гео­химических показателей, существуют геохимические параметры одно направленно изменяющиеся в процессе миграции, причем они различны для нефти и конденсата (табл. 5.2). Установления более широкого и информативного комплекса геохимических па­раметров—показателей миграции — задача современной резервуарной геохимии.

228
ГЛАВА 6

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ,

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ПОКРЫШКИ

НЕФТИ И ГАЗА

Нефть и газ пространственно и генетически связаны с оса­дочными бассейнами, сложенными мощными толщами осадоч­ных и вулкагенно-осадочных пород. Состав и структура пород в осадочных бассейнах разнообразны. Составными частями бас­сейнов являются нефтегазоносные комплексы, которые отражают разные этапы развития и отличаются по составу пород, степе­ни их преобразованности и, как следствие, — характером нефте­газоносное™. Разведка нефти и газа может вестись отдельно на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах различные ком­плексы разделены толщами практически непроницаемыми и не нефтегазоносными, например соленосные толщи в Прикаспии и Северогерманской впадине. Надсолевые и подсолевые толщи об­разуют совершенно различные комплексы, разведывать и эксплу­атировать которые нужно раздельно.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природ­ные (материальные) системы, обладающие различными способ­ностями прежде всего аккумулировать углеводороды, а иногда и генерировать их. Комплексы состоят из главных элементов: пород-коллекторов, слагающих природные резервуары, пород-флюидоупоров и (не всегда) нефтегазоматеринских пород. Иног­да комплексы отделяются друг от друга мощными толщами слабопроницаемых пород и представляют собой частично изоли­рованную, полузакрытую систему со своими внутренними связя­ми, определяющими распределение давлений, перетоки флюидов и др. Нефтегазоносные комплексы, обладая определенными ин­дивидуальными чертами, тем не менее взаимодействуют и оказы­вают сильное влияние друг на друга, они являются частями еди­ного бассейна как природной системы.

Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной гео­логии, т.е. имеет прикладное, практическое значение. В общей теоретической геологии существует понятие формация (геофор­мация или даже геогенерация, как предлагал геолог-нефтяник Н.Б. Вассоевич). По составу пород и их мощности формации от­ражают этап развития (тектонический режим и климат) опреде­ленной тектонической зоны. Между нефтегазоносными комплек­сами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной или несколькими формациями или яв­ляться частью одной из них. В то же время анализируя нефтега-

зоносные комплексы, нужно учитывать характер тех или иных формаций. Применение формационного анализа позволяет полу­чить более полную общегеологическую характеристику нефтега­зоносных комплексов. Кроме условий образования (тектоника, рельеф и климат), облик формаций (и нефтегазоносных комплек­сов) определяется составом исходных материнских пород, за счет которого образовались породы конкретной формации. Этот фак­тор определяет первичный состав пород, в особенности обломоч­ных. Большую роль при формировании окончательных свойств и даже состава играют вторичные литогенетические преобразова­ния на стадиях катагенеза и метагенеза. В результате образовав­шаяся порода может существенно отличаться от того состава, из которого она образовалась. Это касается как цемента в обломоч­ных породах, так и основной массы обломочных, глинистых, карбонатных и других толщ, испытывающих значительные преоб­разования. Состав пород и, следовательно, их петрофизические свойства существенным образом изменяются. Возникают углево­дороды на стадии катагенеза в осадочных породах за счет рассе­янного органического вещества. Параллельно с этим формируют­ся и коллекторские свойства пород, определяющие их емкостные и фильтрационные свойства.

Нефтегазоносные комплексы обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Чаще всего комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. Многие авторы отмечают, что в пределах комплекса про­дуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел, которые они образуют в гео­логическом разрезе. Все геологические тела как осадочных, так и магматических пород имеют определенную форму: пласты, лин­зы, сводообразные выступы, штоки и др. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались. Форма этих тел и свойства слагающих их пород в разных комплексах могут силь­но различаться, например, карбонатные рифовые массивы и рус­ловые пески. Подход к их разведке и разработке различен. В практике объекты, входящие обычно в состав различных ком­плексов, называются часто плвями (play).

В нефтяной геологии к числу основных относятся понятия «коллектор» и «природный резервуар». Коллектор — порода, вме­щающая флюиды, которые в нем относительно свободно переме­щаются. Коллекторы слагают природные резервуары — тела определенной формы, ограниченные гагохопроницаемыми поро­дами. В последних не происходит свободного перемещения флю­идов или происходит, но с очень маленькой скоростью, в основном путем диффузии.