Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 20 )

Твердые парафины содержатся в концентрациях, близких ранее рассмотренным флюидам (1,0-1,7%, реже 0,25%). Выход бензиновых фракций до 200°С составляет 6-14% и до 300°С - 9-35%.

В небольшом количестве в нефтях присутствуют легкие бензиновые фракции (1,5-7,5%). Последние содержат 72-83% метановых, 13-20% нафтеновых и 5,5-8,5% ароматических УВ. В составе легких парафинов преобладают н-алканы (н/изо ‑ 1,01-1,45), а среди цикло-парафинов - циклогексаны (ЦГ/ЦП-1,06-1,65). Исключение составляют нефти Иреляхской и Тас-Юряхской площадей, для которых устанавливается незначительное преобладание изо-алканов (н/изо - 0,92) и циклопентанов (ЦГ/ЦП - 0,91). Существенно возрастает в бензинах этих нефтей роль аренов.

В составе отбензиненных фракций нефтей изменения УВ минимальны. Так, на Среднеботуобинском месторождении в пласте В5 среди УВ с температурой кипения 250-300°С насыщенные составляют 80-85%, из них н-алканы 11-12% от массы фракции, во фракции с температурой кипения выше 350°С эти показатели равны соответственно 75-77 и 10-11%. Среди н-алканов в максимальных концентрациях встречены соединения С45 и С17 (см. табл. 13). Структура изо-алифатических УВ подобна таковой в нефтях, описанных выше. Изопреноиды представлены рядом УВ от С14 до С23, концентрация фитана выше, чем пристана, отношение концентрации пристана и фитана изменяется от 0,70 до 0,90. Роль би-, три - и более конденсированных структур в составе аренов по-прежнему невелика. Близкий состав имеет ербогаченская нефть.

Выделяется некоторой спецификой еостава нефть Верхневилючанского месторождения из пласта В6. Она содержит 1,42% асфальтенов и 21,83% смол. До 200°С выкипает 13,7% массы нефти. Состав фракции УВ, кипящих от 200~ до 350°С, обычный, а УВ, кипящих выше 350°С, нафтеноароматические составляют 89,2%. Любопытно, что при этом состав н-алканов и би-, три - и тетрациклических аренов обычный, нефть даже обеднена этими соединениями. Соответствующие ароматические ядра составляют 5,32% от массы фракции.

В рассмотренном направлении с юго-запада на северо-восток и северо-запад существенно меняются и физические свойства нефтей в пластовых условиях - увеличивается плотность, вязкость, заметно снижается газонасыщенность, объемный коэффициент усадки. Наиболее низкие плотность и вязкость, наиболее высокую газонасыщенность (179,5 м7т), повышенное давление насыщения и увеличенный коэффициент усадки имеют пластовые нефти Ярактинского месторождения. На Верхнечонском месторождении плотность и вязкость нефтей растут, а остальные показатели падают. Эта тенденция достигает экстремума для пластовых нефтей Среднеботуобинского месторождения. Последние имеют наиболее высокую вязкость, плотность, меньше насыщены газом (86,17 м3/т) и незначительно (14,72%) изменяют свой объем при переходе к поверхностным условиям (см. табл. 11).

Состав газов, растворенных в нефтях, довольно однообразен (табл. 16). В них преобладает метан (75-85%) и довольно много УВ С2-С5. Количество последних изменяется от 10,5 до 22,5%, снижаясь до 6,5-8,0% в нефтях горизонта В5 Среднеботуобинского месторождения. Среди изомеров н-бутан существенно преобладает над изобутаном. Менее четко эта зависимость прослеживается для пентанов. Из неуглеводородных компонентов газы содержат азота от 1,4 до 4,9 и до 7,0-9,5% (Среднеботуобинская площадь), углекислого газа от следов до 1,0%, водорода-0,01-0,40%.

Свободные газы в непских и иктехских резервуарах содержат 78-89% метана, 5-17% его высокомолекулярных гомологов, 2-10% азота, от следов до 1,8% углекислого газа, до 0,60% водорода (табл. 17). Коэффициент сухости углеводородных газов (Ci/C2-5) изменяется в широких пределах - от 4,7 до 17,2. Среди бутанов нормальный преобладает над изобутаном. Изменение отношения изо-пентан/н-пентан для разных районов различно. В газах северо-восточной части НБА и на вершине Непского свода наблюдается преобладание н-пентана над изо-пентаном. В пределах юго-западной части антеклизы преимущественно развиты углеводородные газы (УВГ), в составе которых изопентан преобладает над н-пентаном.

Исследованиями изотопного состава углерода метана свободных газов рассматриваемых резервуаров установлено, что он характеризуется широким диапазоном колебаний значений б13С. Этот показатель изменяется от -31 до -41°/00.

Рассмотренные вариации свободных газов имеют пространственную закономерность. Так, газы с наиболее высокими значениями коэффициента сухости (17,0-17,5) локализуются в пределах Предпатомского регионального прогиба и Вилючанской седловины. Вверх по региональному восстанию продуктивных пластов в составе УВГ уменьшается доля метана, увеличивается количество его гомологов. Аналогичная площадная закономерность устанавливается и в обогащении газов легким изотопом углерода метана от 31°/00 в газах Верхневилючанской, Вилюйско-Джербинской площадей до (39-41°/00) в газовых флюидах Верхнечон-ской, Ярактинской и Преображенской площадей.

Состав неуглеводородных компонентов (Н2, Не и СО2) в газах терригенного комплекса изменяется без видимых закономерностей. Исключение составляет только азот. Наиболее значительно им обогащены газы северо-восточной части антеклизы. Газы талахского и харыстанского горизонтов Иктехской и Пеледуйской площадей содержат азот в более низких концентрациях (5,2-,5,7%). Еще меньше (1,5-5,1%) его в газах юго-западной части антеклизы (см. табл. 17).

Таблица 18 Физические свойства конденсатного газа в пластовых условиях (по материалам ВостСибНИИГТиМСа)

Как показывают результаты изучения пластовых газовых систем, содержание стабильного конденсата в них варьирует в широких пределах (19-200 г/м3). Его количество увеличивается от депрессионных зон к приподнятым зонам нефтегазонакопления. Об этом свидетельствует и наличие четкой обратной связи между коэффициентом сухости и ве­личиной конденсатного фактора.

Важно подчеркнуть, что на содержание конденсата в газах существенное влияние оказывают современные термобарические условия продуктивных горизонтов. Например, аномально низкое содержание стабильного конденсата в горизонте В5 Среднеботуобинского месторождения (около 20 г/м3) объясняется значительным дефицитом пластового давления (3,5-4,0 МПа) и очень низкими пластовыми температурами (10-14°С) продуктивного горизонта [125].

В юго-западной части антеклизы, характеризующейся более высокими температурами и давлениями продуктивных горизонтов, свободные газы содержат в 2,5-10 раз больше стабильного конденсата. Наиболее значительно им обогащены газы Марковского и Ярактинского месторождений.

Состав конденсатов рассматриваемых резервуаров изучен на Марковской, Казаркинской, Касаткинской, Верхнетирской, Токминской, Ярактинской, Аянской, Потаповской, Дулисьминской, Верхнечонской, Среднеботуобинской и Верхневилючанской площадях. Они имеют низкие плотность, сернистость (0,01-0,05%), смолистость (0,04-0,90%), практически не содержат твердых парафинов (до 0,12%).

Бензиновые фракции конденсатов составляют 60-86%, реже 100%. Большинство из них содержит только УВ, кипящие при температурах ниже 300°С. Содержание циклопарафинов здесь от 3-4 до 18-20, реже до 25-30%, аренов от 0,6 до 10%, наиболее значительно цикланами обогащены (15-30%) отдельные пробы конденсатов Марковского, Ярактинского и Среднеботуобинского месторождений. Повышенное количество аренов (8-10%) содержат конденсаты Казаркинской, Касаткинской и Среднеботуобинской (скв. 3) площадей.

Легкая бензиновая фракция (ЛБФ, н. к.- 125°С) в конденсатах содержится в количестве от 20 до 50%. В ней установлено 70-90% метановых, 8-20% циклопарафиновых и 0,5-4,0% ареновых УВ. Состав алифатических УВ не одинаков. Для конденсатов юго-западного склона антеклизы (Марковская, Ярактинская, Казаркинская, Потапов­ская, Поймыгинская площади) характерно существенное преобладание изо-алканов над н-алканами (н/изо - 0,64-0,87) при обратном их соотношении (н/изо-1,01-1,38) в конденсатах Верхнечонского месторождения и северо-восточных участков Непско-Ботуобинской НГО (Средне-ботуобинское и Верхневилючанское месторождения).

Важно подчеркнуть, что в регионе для конденсатов и нефтей наблюдается единый характер изменения величины отношения н-алканы/изоалканы - происходит закономерное возрастание доли н-алканов в составе ЛБФ от древних зон погружения в сторону воздымания продуктивных горизонтов к присводовым участкам НБА, что свидетельствует о генетических связях нефтей и конденсатов.

В составе циклопарафинов в конденсатах Приленского района преобладают циклогексаны (ЦГ/ЦП ‑ 1,3-3,5). Для конденсатов Среднеботуобинского и Верхневилючанского месторождений устанавливается обратная зависимость (ЦГ/ЦП ‑ 0,76).

Физико-химические характеристики и углеводородный состав нефтей, закономерности изменения этих параметров на площади НБА в карбонатных резервуарах даниловской свиты (пласты группы Б, Б3-4 и ниже) подобны описанным выше при характеристике терригенных резервуаров венда и венд-кембрия. Это от очень легких (0,80%) до тяжелых (0,90%), от малосернистых (0,10%) до сернистых (1,8%), малопарафинистые (до 2%) нефти. Содержание смол варьирует в них от 2 до 28 %, асфальтенов - от полного отсутствия до 15 %. Самые тяжелые и смолистые из этих нефтей приближаются по составу к мальтам. В некоторых нефтях этих резервуаров в небольших количествах зафиксированы порфирины, причем ванадиевых порфиринов существенно больше, чем никелевых (см. табл. 11).

Уже отмечалось, что схема изменения состава нефтей на площади подобна описанной выше. На юго-западе и западе антеклизы нефти, как правило, легкие, малосмолистые, безасфальтеновые. Однако наблюдаются довольно частые отклонения от этой принципиальной схемы. Так, на Восточно-Кийской площади в пласте Б3-4 нефть легкая, содержит следы асфальтенов, 9,1% смол, 0,84% серы. В этом же продуктивном горизонте на Кийской площади нефть с высокой плотностью содержит аномально высокие концентрации смол и асфальтенов - 27,4 и 14,7% соот­ветственно.

В сводовой части НБА нефти, как правило, несколько тяжелее (0,83-0,86 г/см3), в них от 5-7 до 12-14% смол, меньше бензиновых фракций. Содержание серы варьирует в значительных пределах - от следов до 1%. Наиболее тяжелые и смолистые нефти с повышенной плотностью в этих резервуарах установлены на северо-западе (Ербогаченская площадь) и северо-востоке (Верхневилючанское месторождение) НГО, они содержат до 18% смол и до 3% асфальтенов.