Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 22 )

Нефть Непской площади отличается высокой плотностью и смолистостью (24,9%). Она содержит 0,69% серы и 2,66% асфальтенов. Выход бензиновой фракции составляет 12%, керосиновой-21%. УВ состав нефтей также различный. Марковская и Южно-Устькутская нафте-нометановые, насыщенные УВ в них составляют 80-82%. В бензиновой фракции высока роль метановых (62,2%) и ареновых (20,2%) соединений. Нефть Непской площади содержит значительно меньше насыщенных УВ (43,4%).

Подчеркнем важнейшие особенности геохимии верхнепротерозойских и кембрийских нефтей Непско-Ботуобинской НГО.

Нефти во всех резервуарах НБА генетически едины. Независимо от соотношения УВ, смол, асфальтенов индивидуальный состав УВ и отдельных их гомологических рядов исключительно однообразен. Для докембрийских и кембрийских нефтей НБА характерен преимущественно алифатический состав УВ при резком преобладании в составе последних изо-алифатических УВ и подчиненной роли н-алканов и цикланов. Генетическое единство этих нефтей подчеркивается также совершенно тождественным распределением н-алканов, изопреноидных УВ, структурой изо-циклоалифатических соединений. Независимо от содержания нафтеноароматических УВ последние также представлены преимущественно моноциклическими аренами и УВ гибридной нафтеноароматической природы с преобладанием по массе в молекуле алифатических и циклановых структур. Конденсированных аренов в этих нефтях мало, среди них резко доминируют УВ с нафталиновыми ядрами.

При едином генотипе нефти карбонатных резервуаров выделяются, что уже отмечалось раньше [29, 86], распределением, соотношением и составом сераорганических соединений. Это своеобразие, скорее всего, вторичное, приобретенное нефтями при взаимодействии с вмещающими породами и восстановлении сульфатов.

Поскольку генотип рассмотренных нефтей един, вариации в соотно­шении УВ, иногда насыщенных и нафтеноароматических, но чаще всех УВ как единого целого, смол и асфальтенов следует связывать с осо­бенностями формирования и переформирования скоплений УВ. В рамках единого генотипа при этом сформировался целый спектр фенотипов нефтей, не разделенных какими-либо естественными границами.

Верхнепротерозойские и кембрийские нефти Непско-Ботуобинской НГО относятся к типу Б, алкановым, малопарафинистым по классификации и [28, 29]. Этот тип, в свете новых данных, видимо, необходимо разделить на два подтипа: Б1 - алкановые, малопарафинистые, легкие; Б2 - алкановые, малопарафини-стые, средней плотности и тяжелые. Эти подтипы можно рассматривать как результат разных направлений развития процесса нафтидогенеза. Более подробно этот вопрос будет рассматриваться в последующих главах.

8.2. Мальты, асфальты, кериты, антраксолиты

В перспективных на нефть и газ резервуарах Непско-Ботуобинской НГО широко распространены помимо скоплений нефти, конденсатных газов многочисленные проявления и скопления «вязких» нефтей, мальт и других битумов. Без их изучения закономерности размещения и сложная история формирования скоплений УВ в регионе понята быть не может. Наиболее существенные результаты распределения и геохимии этой гаммы нафтидов получены в ВостСибНИИГГиМСе (, , и др.), СНИИГГиМСе (, , и др.), ВНИГРИ ( и др.).

Нафтидогенез в НБА и прилегающих территориях носил сложный и многократный характер. Здесь обособляются нафтиды, состав которых сформирован в апокатагенетическую, миграционную, гипергенную, реже термальную фазы нафтидогенеза или в течение нескольких этих фаз [29, 35, 38, 56, 64].

В рифейских отложениях Байкальской горной области и Предпатомского регионального прогиба широко распространены продукты апока-тагенетической фазы нафтидогенеза.

В этой зоне из числа нафтидов преобладают кериты и антраксолиты. Они описаны на р. Жуе в конкудерской, джемкуканской, баракунской, валюхтинской, жуинской и ченчинской свитах, где образуют залежи мощностью до 16 м в известняках и песчаниках. Концентрации антраксолитов и керитов изменяются от 0,3 до 2,7%. Растворимые разности битумов в этой зоне практически не встречаются. Экстракция керитсодержащих пород показывает их присутствие в следовых количествах, редко превышающих 0,005 %.

В Бодайбинском синклинории нерастворимые битумы обнаружены в породах аунакитской и вачской свит верхнего рифея. Концентрации битумов колеблются в пределах 0,25-1,60%, мощность керитсодержащих пород изменяется от 0,1 до 6,0 м. Здесь же обнаружены следы растворимых форм битумов, содержание которых в породах очень редко достигает 0,01% (чаще 0,002-0,004%). Из этих отложений проанализирован один образец. Анализ показал высокое содержание метанонафтеновых УВ (57,9%), меньшее - нафтеноароматических УВ (21,15%) и низкое - асфальтенов (0,06 %). По распределению н-алканов битум имеет большое сходство с нефтями НБА, но отличается от них высокой концентрацией в нафтеноароматической фракции би - и трициклических аренов. Последнее, видимо, следует связывать с высоким катагенезом.

В вендских и венд-кембрийских терригенных и карбонатных подсолевых резервуарах нафтиды, претерпевшие апокатагенную фазу, выделяются в узкой полосе (10-25 км) на склонах Предпатомского регионального прогиба. В этой зоне кериты обнаружены в породах тинновской и жербинской свит на р. Жуе. Они встречаются в виде черного налета и включений в известняках. Для битумов этой зоны характерно резкое преобладание нерастворимых разностей (0,3-1,2% на породу) над растворимыми, концентрации которых не превышают 0,01-0,02%. Последние имеют вязкую консистенцию, в их составе содержится 20-40% масел, 5-20% бензольных, 30-50% спирто-бензольных смол, асфальтенов - 3-25% [35, 38].

На склонах и в центральной части НБА известны многочисленные скопления и проявления битумов миграционной фазы нафтидогенеза. Разнообразие их состава предопределено сложными процессами фазовой и гравитационно-хроматографической дифференциации УВ и гетероциклических соединений нефтей, массообменом в ходе миграции, аккумуляции и многократного формирования и переформирования залежей. Подробнее все эти процессы будут рассмотрены в главе 9.

Эта зона характеризуется присутствием нафтидов всех классов. Основная их масса аккумулировалась в Марковском, Ербогаченском и Верхневилючанском скоплениях битумов [29, 35, 37, 38, 58, 59, 61].

На склонах НБА в непских песчаниках в заметных количествах (до 0,30%) присутствуют нерастворимые битумы (кериты). Их концентрации убывают от Предпатомского прогиба и склонов НБА к присводовым районам. Масса растворимых битумов, наоборот, к своду НБА возрастает. В северо-восточной части антеклизы в пределах Верхневилю-чанского скопления битумов концентрации растворимых битумов в отдельных частях разреза достигают 0,1-0,3, редко 0,8% как в терригенных, так и в карбонатных проницаемых горизонтах. В юго-западной части НБА доля битумов, за исключением района Марковского скопления, в резервуарах невысока (до 0,25%)- Повышенные концентрации установлены в непских песчаниках, более низкие в даниловских и усольском резервуарах.

Среди нафтидов этих зон преобладают вязкие нефти и мальты, реже асфальты и асфальтиты. Мальты и вязкие нефти характеризуются пониженными концентрациями УВ (55-65%) и сравнительно высоким содержанием асфальтенов (4-6%) (табл. 19). Мальты в карбонатных коллекторах по групповому составу близки. В мальтах из терригенно-карбонатных и терригенных пород, в основном из экранирующих частей нижнеиктехского резервуара, отмечается сравнительно невысокое содер­жание асфальтенов (в среднем 6,51%) и УВ (48,78%). Это позволяет предполагать, что существовал подток флюидов из терригенных коллек­торов в вышележащие карбонатные и что в последних мальты изначаль­но обогащены асфальтенами.

Состав н-алканов также указывает на имевшие место перетоки из терригенных коллекторов в карбонатные. Выход н-алканов в мальтах карбонатных пород колеблется от 4 до 10% на битумоид, в терригенно-карбонатных и терригенных - от 2 до 4% (табл. 20). Сравнительно высокое содержание н-алканов в карбонатах миграционной зоны свидетельствует об их эпигенетичности по отношению к вмещающим толщам. Преобладание низкомолекулярных н-алканов в мальтах горизонтов Bi и Б3-Б4, более низкие их концентрации в подстилающих толщах свидетельствуют о дифференциации флюидов при вертикальной миграции (см. табл. 20).

В составе изо-циклоалифатической фракции вязких нефтей преобладают алифатические структуры (А/Ц - 2,5), в мальтах отношение А/Ц увеличивается до 3,6. Содержание изо-алифатической фракции в нефтях 30-40%, в мальтах - 20-35% (табл. 21). Сумма полиядерных аренов в нафтеноароматической фракции нефтей составляет 10-15%, а в мальтах -20-25%. Преимущественно распространены нафталиновые и фенантреновые структуры (табл. 22). Максимальные концентрации керитов в терригенных коллекторах фиксируются на Марковской и Верхнетирской площадях. Часто фиксируются кериты, в горизонтах В5, В10 их количество изменяется от 0,2 до 0,6%. Кериты встречаются также в глинистых песчаниках и алевролитах экранирующих горизонтов в непосредственной близости от продуктивных пластов. В отдельных образцах их концентрация достигает 1,0%. Редкие находки керитов (0,2-0,4%) отмечаются в экранирующих и проницаемых горизонтах даниловских резервуаров. Наиболее крупные скопления битумов и вязких нефтей в осадочном чехле антеклизы приурочены к ее современному и палеосводам. Это Ярактинско-Аянская, Дулисьминская и Даниловско-Чонская зоны битумонакопления, выделенные впервые , , Гаженская и Талаканская - , , .

В центральной части НБА преимущественно распространены вязкие нефти и мальты, реже встречаются кериты, еще реже, в основном на водонефтяных контактах, асфальты и асфальтиты. Их максимальные концентрации связаны с районами битумных скоплений. Так, в пределах Ярактинско-Аянской зоны битумонакопления в песчаниках верхне-непского резервуара доля растворимых нафтидов изменяется от 0,07 до 0,50%, в песчаниках горизонта В5 - 0,04-0,20, в доломитах горизонта Б12 - 0,02-0,30%, незначительные содержания битумов (0,01-0,06%) отмечены в горизонте Б1. Почти все нафтиды Ярактинско-Аянской зоны представлены вязкими нефтями. Доля масел в них варьирует от 75 до 90%, бензольных смол от 1,5 до 6,5%, спиртобензольных смол - от 4,0 до 12,0%, асфальтенов - от 0,9 до 6,0%. Редко встречаются асфальты, характеризующиеся низкими содержаниями асфальтенов (7,8-10,1%). Севернее от Ярактинско-Аянской зоны битумонакопления во всех резервуарах венда и венд-кембрия отмечено региональное нафтидонасыщение. Однако в этом огромном поле нафтидонасыщения выделяются зоны максимальной концентрации битумов - Дулисьминская и Даниловско-Чонская. Здесь содержание битумов в среднем по терригенным и карбонатным резервуарам изменяется от 0,12 до 0,38%, в отдельных образцах концентрации битумов достигают 0,50-1,50% (рис. 60). Максимальной битумонасыщенностью характеризуются пласты Б3-4 и Б5, где битумы концентрируются в верхней половине горизонта и частично в перекрывающей его глинисто-карбонатной пачке. В пределах Верхнечонской площади высококонцентрированные битумы фиксируются в верхненепском и нижнеданиловском резервуарах (0,30-0,80%). Эти нафтиды обладают также значительным сходством состава. Максимальные концентрации битумов наблюдаются в образцах с пористостью 3-8%. Уменьшение доли битумов в образцах с открытой пористостью, превышающей 8%, связано, видимо, с вымыванием их в процессе бурения. На Даниловском месторождении значительная доля порового пространства коллекторов горизонтов Б3-4 и Б5 заполнена галитом и битумами, причем концентрация битумов в доломитах пластов Б3-4 и Б5 уменьшается по мере нарастания засолонения коллектора.