Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 21 )

При столь значительных вариациях физико-химических характеристик углеводородный состав идентичных фракций нефтей исключительно постоянен на всей территории.'

Результаты изучения легких бензиновых фракций показывают, что в составе парафиновых УВ устанавливается как преобладание н-алканов над изо-алканами (н/изо-1,16-1,24), так и обратное их соотношение (н/изо - 0,84). Бензиновые фракции содержат пониженное количество циклопарафинов (13,2-21,2%) и низкое - аренов (3,3-5,4%).

В легкой восточно-кийской нефти во фракции с температурой кипения 200-350°С насыщенные У В составляют 78,7%, в том числе н-алканы всего 8,6% от массы фракции. Среди УВ с температурой кипения выше 350°С эти группы соединений содержатся в количестве 74,9 и 4,9% соответственно. Роль нафтеноароматических УВ с температурой кипения увеличивается очень незначительно. Любопытно, что в тяжелой кийской нефти картина совершенно аналогична. Здесь во фракции 200-350°С насыщенные УВ составляют 83,2%), н-алканы - 7,3%, а в УВ с температурой кипения выше 350°С-74,3 и 3,3% соответственно. Полученная в этой же зоне нефть из пластов Б3-4 на Большетирской площади имеет аналогичный состав, отличаясь лишь повышенным содержанием н-алканов -14,3 и 21,2% во фракциях с температурой кипения 200-350°С и выше. В присводовой части Непского свода на Преображенском куполовидном поднятии состав нефтей верхнеданиловского резервуара изучен на Даниловской, Верхнечонской, Чангильской площадях, нижнеданиловского - на Преображенской площади. Во фракции 200-350°С эти нефти содержат насыщенных УВ 77-83%, н-алканов 9,5-11,5%. Состав УВ с температурой кипения свыше 350°С трех из числа изученных нефтей сходен, они содержат 68-73% метанонафтеновых УВ. От этой группы обособляется верхнечонская нефть, в которой резко повышена роль нафтеноароматических УВ. В этой нефти среди высокомолекулярных УВ насыщенные составляют 52,9%, что позволяет отнести ее к ароматическо-нафтенометановым. На Преображенском куполовидном поднятии в этой фракции количество н-алканов варьирует в широких пределах - от 6,5 до 15,2%.

Однообразен и индивидуальный состав углеводородов в нефтях это­го резервуара. Так, среди н-алканов в максимальных концентрациях встречаются соединения C15 и С17 при несколько меньших концентрациях УВ C16. Интересно отметить, что в некоторых пробах даниловской свиты наряду с этим максимумом имеет место еще один, когда в аномально высоких концентрациях встречаются УВ C21 или С23. Отмечено, что этот второй максимум проявляется в нефтях, в которых концентрация н-алканов среди УВ, кипящих при температуре свыше 350°С, возрастает до 13-20%.

В составе изо-циклоалифатических УВ на долю алифатических структур во всех нефтях приходится от 78 до 83% массы фракции. Среди последних, в свою очередь, доминируют неразветвленные цепочки с четырьмя-пятью (5-10%) и шестью и более атомами углерода (18- 27%). Среди изо-алифатических УВ значительна роль изопреноидов. Метиленовые группы в изопреноидных звеньях составляют от 9 до 13% от этой фракции. Среди индивидуальных изопреноидов идентифицированы соединения C13-C16, C18-С21. В максимальных концентрациях во всех нефтях отмечены соединения C15 и С20 (фитан). Пристана (С19) всегда, за исключением преображенской нефти, меньше, чем фитана, и их отношение варьирует от 0,70 до 0,80.

Циклические структуры составляют 16-22% в составе изо-цикло-алифатической фракции.

Нафтеноароматические соединения представлены в основном моноциклическими с длинными алифатическими ответвлениями и нафтеновыми циклами. Би-, три - и тетрациклические ароматические ядра составляют 5-8% от массы фракции, среди них резко доминируют (3-5%) бициклические нафталиновые ядра.

Весьма интересной особенностью нефтей даниловских резервуаров является распределение серы. Во всех этих нефтях без исключения фракция с температурой кипения 200-350°С содержит серы больше, чем вышекипящие УВ, что свидетельствует о своеобразии сераорганических соединений нефтей в карбонатных резервуарах. Эти сераорганические соединения формировались, скорее всего, в катагенезе, в процессе взаимодействия нефти с сульфатсодержащими породами. В подстилающих терригенных отложениях серы меньше, и картина распределения ее по фракциям обратная.

Таким образом, по всем характеристикам индивидуального углеводородного состава нефти карбонатных резервуаров венд-кембрия практически идентичны по составу и тождественны нефтям нижележащих терригенных резервуаров.

Физические свойства пластовой нефти изучены на примере пласта Б3-4 Даниловского месторождения. В пластовых условиях нефть имеет низкие плотность и вязкость. В ней при давлении насыщения 15,9 МПа содержится 136 м3 газа, на 1 м3 нефти, усадка ее в поверхностных условиях составляет 25,7%.

Газы, растворенные в нефтях этого горизонта, содержат меньше метана (60-83%), обогащены этаном, пропаном, бутаном (до 31%).

Из неуглеводородных компонентов в них содержится (%): 2-7 азота, до 4,5 углекислого газа, до 0,30 водорода.

Свободные газы карбонатных венд-кембрийских резервуаров содержат 78-88% метана, 3,5-12,0% тяжелых углеводородов, 4,5-9,0% азота, 0,20-0,80% углекислого газа, до 0,15% водорода. Конденсат в этих резервуарах изучен только на примере залежи пласта Б12 Даниловского месторождения. Он на 88% состоит из бензиновой фракции и полностью выкипает до 300° С. По составу У В он относится к существенно метановым. Бензиновая его фракция содержит 81,2% метановых, 14,2 нафтеновых и 4,6% ароматических УВ. В составе парафинов изо-алканы и циклопентаны существенно преобладают над н-алканами (н/изо - 0,86) и циклогексанами (ЦГ/ЦП - 0,83). Потенциальное содержание конденсата в газе составляет 47,94 г/м3 (см. табл. 18).

Нефти усольского резервуара (горизонт Б1 - осинский) в целом по НГО мало отличаются от нефтей более древних резервуаров. Их плотность меняется в широких пределах, содержание серы от 0,1-0,2 до 1,0-1,3%, смол от 1-2 до 20-26%, асфальтенов от следов до 3-4%, в ураганных пробах до 10% (см. табл. 11). Пространственная локализация нефтей с различными физико-химическими свойствами общая для всех резервуаров - на юго-западном и восточном склонах НБА нефти легкие, малосернистые, без асфальтенов, с высоким содержанием светлых фракций, в центральных, восточных и северо-восточных частях ан-теклизы они тяжелые, смолистые, с высоким содержанием асфальтенов. Распределение серы в нефтях НБА подобно описанному в даниловских резервуарах - во фракции 200-350°С ее значительно больше, чем в маслах. Специфичное поведение серы в нефтях горизонта Б1 установлено сразу же после открытия Марковского месторождения. и [61] отметили высокие ее содержания (около 0,7%) в широком диапазоне температурных фракций, в том числе бензиновых, и связали ее с наличием в нефтях меркаптанов. В дальнейшем и др. [40, 96] показали, что в легких нефтях горизонта Bi меркаптанная сера составляет от 50 до 90% всей массы серы в нефти, остальная сера в основном сульфидная. В тяжелых нефтях меркаптан­ная сера встречается редко (Среднеботуобинское месторождение), в них присутствует сульфидная сера (до 50%), иногда элементарная, но пре­обладает остаточная.

В бензиновой фракции (н. к.- 125°С) Среднеботуобинской, Ербогаченской и Даниловской (скв. 145) площадей метановые УВ составляют 76,9-84,1%, нафтеновые 9,8-18,8 и ароматические 2,8-4,3%. В составе царафинов н-алканы преобладают в легких фракциях нефтей Среднеботуобинской (скв. 3, 4, 25) и в скв. 145 Даниловской площадей (н/изо-1,11-1,37) при обратном их содержании в нефтях Ербогачен-ской (н/изо - 0,79) и в скв. 51 Среднеботуобинской (н/изо - 0,87) площадей. В составе циклопарафинов доминируют циклопентаны (ЦГ/ЦП - 0,77-0,85). Исключение составляют нефти скважин 3, 4, 25 Средне­ботуобинской площади, в которых циклогексаны преобладают над цик-лопентанами (ЦГ/ЦП-1,14-1,37).

Что касается более тонких особенностей состава нефтей, то по распределению отдельных гомологических рядов высококипящих (200-350, выше 350°С) УВ нефти горизонта Bi полностью, до мельчайших деталей, идентичны нефтям даниловской свиты (см. табл. 13). Повторять их описание' по этой причине нет необходимости.

По соотношению насыщенных и нафтеноароматических УВ нефти горизонта Bj относятся к классам существенно метановых, метановых, а тяжелые - даже нафтенометановых и ароматическо-нафтенометановых. Однако такую классификацию можно проводить только по формальному соотношению УВ разных классов.

В залежах горизонта Б1 физические свойства пластовой нефти изучены только на Марковском месторождении. В пластовых условиях эта нефть имеет очень низкие плотность и вязкость, достаточно высокую газонасыщенность (229 м3/м3), отличается наиболее высокой средней растворимостью газа (1,066) и характеризуется значительной усадкой в поверхностных условиях.

Исследование геохимии нефтей межсолевых резервуаров бельской, булайской и ангарской свит только начинается.

Из отложений бельской свиты изучены нефти Криволукской, Мар­ковской и Верхнечонской (скв. 122) площадей. Нефти Марковской и Криволукской площадей - легкие, малосмолистые (1,1-2,9%), малосернистые (0,02-0,16%), безасфальтеновые. Выход фракции, выкипающей до 300°С, равен 38 и 81% соответственно. По составу УВ они относятся к нафтенометановым. Насыщенные УВ в них составляют 76 и 90%. Бензиновые фракции содержат 65 и 78% метановых, 13 и 28% нафтеновых, 7 и 8% ароматических УВ. Несколько иной состав имеет нефть скв. 122 Верхнечонской площади: она тяжелее (0,86), содержит больше серы (0,39%), смол (6,7%), меньше светлых фракций, а также насыщенных УВ (57,9%), асфальтены отсутствуют. По составу УВ нефть является нафтеноароматическо-метановой.

Из отложений булайской свиты изучена нефть, отобранная в Мирнин-ской скв. 83. Она имеет среднюю плотность, обогащена серой (0,77%), смолами (10,2%), асфальтенами (1,23%). Выход бензиновой фракции составляет 17%, а керосиновой 21%. В нефти содержится 59,4% метанонафтеновых и 29,2% нафтеноароматических УВ.

Из отложений ангарской свиты изучены нефти на Марковской, Непской и Южно-Устькутской площадях. По составу они различны. Для Приленского района характерны легкие нефти, малосернистые (0,18-0,32%), малосмолистые (1,2-2,3%), безасфальтеновые, содержат 28-49% бензиновых и до 26% керосиновых фракций.