Месторождение нефти Локбатан

Интерес к флюидам старых месторождений Апшерона еще не исчерпан, так как знание УВ-со-става и особенно биомаркеров, сохранивших характерные черты строения исходных биоорганических соединений, дают возможность реконструкции условий образования и превращений нефти [1].

Целью данной статьи является геохимическое исследование одного из старейших месторождений нефти Азербайджана — Локбатан — современными инструментальными методами анализа.

История и геология месторождения

Восточная периклинальная часть Локбатанской брахиантиклинали и юго-западное погружение Аташкинской складки представляют собой одно тектоническое поле, приуроченное к двум смежным структурам — Аташкинской и Локбатанской складкам (рис. 1, 2).

Рис. 1. Профиль Локбатан – Аташкя – Шубаны [2]

Fig. 1. Lokbatan – Atashkya – Shubany section [2]

1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода

1 — oil; 2 — gas; 3 — water

Рис. 2. Схема локации месторождения нефти Локбатан Fig. 2. Location map of the Lokbatan field

А — структура по кровле горизонта VI; залежь горизонтов VI–VIа, В — схема пластовых залежей, разбитых на блоки в разрезе месторождения.

1 — нефть; 2 — газ

А — structure in VI Horizon Top; accumulation in VI–VIа horizons, В — field cross-section: scheme of flat sheet pools broken into blocks.

1 — oil; 2 — gas

Это поле отделяется от крыльев двумя крупными продольными нарушениями, амплитуда которых непостоянна и колеблется по простиранию от 150 до 550 м. Относительно погруженной частью поля является его локбатанская половина, где в сводовой части на поверхности обнажается подошва сураханской свиты. В сводовой части Аташкинской складки, в Шубанах, наблюдается весь разрез продуктивной толщи до кирмакинской свиты включительно. Шабандаг-Аташкинский хребет является областью питания песков продуктивной толщи

рассматриваемых месторождений атмосферными водами.

В результате разведочных работ на Локбатан-ской и Аташкинской структурах было установлено [2], что в пределах собственно Локбатанской складки все горизонты от I до VIII нефтеносны и имеют относительно большие газовые шапки, особенно горизонты VII–VIIa и VIII. На месторождении Локбатан наиболее высокопродуктивными оказались горизонты VI–VIa, залегающие на глубине

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 3. Хроматограмма нефти месторождения Локбатан Fig. 3. Chromatogram of oil from Lokbatan field

18,97    28,97    38,97    48,97    58,97    68,97    78,97    88,97    98,97    108,97

Время, мин

B

100 %

34,5

134,5

14,5

54,5

114,5

А — скв. 1506, В — скв. 1529

74,5

Время, мин

А — 1506 well, В — 1529 well

Табл. 1. УВ-состав месторождения Локбатан по данным хромато-масс-спектрометрии

Tab. 1. HC composition of oil in Lokbatan field: data of chromatography-mass spectrometry

Номер скважины	n -алканы, %	Изоалканы, %	Изо-прено-иды, %	∑ алканов	Нафтеновые					∑ нафтенов	Арены			∑ аренов
					моно	би	три	тетра	пента		моно	би	три
1506	7,91	21,32	0,87	29,23	43,8	6,79	–	–	–	50,29	10,38	8,94	0,87	20,19
1529	44,09	13,04	4,37	57,13	41,01	–	–	–	–	41,01	1,26	0,61	–	1,58

METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS метрию, элементный анализ (СНNS/O), совмещенный термический анализ, масс-спектроскопию с индукционно связанной плазмой (ИСП/МС).

Хромато-масс-спектрометрия. Хромато-масс-спектрометрические исследования нефтей проводились на хромато-масс-спектрометре Perkin-Elmer на системе, включающей хромато-масс-спектро-метр Clarus 680, имеющий интерфейс с высокоэффективным масс-селективным детектором Сlarus SQ8T. Хроматограммы УВ были получены по общему ионному току (TIC) и характеристическим фрагментным ионам (SIR). Идентификацию индивидуальных УВ проводили посредством компьютерного поиска в библиотеке Национального института стандартов NIST-08, по литературным данным и с помощью реконструкции структур по характеру ионной фрагментации при электронном ударе.

Для проведения анализов на хрома-то-масс-спектрометре чаще всего используются растворители: сернистый углерод CS2, хлороформ, четыреххлористый углерод, бензол, толуол, гексан, изооктан и др. Хроматограф снабжен кварцевой капиллярной колонкой длиной 60 м, диаметром 0,25 мм, импрегнированной фазой Rtx–1MS. Газ-носитель — гелий, скорость потока 1 мл/мин. Температура испарителя 300 °С; программирование подъема температуры от 80 до 300 °С со скоростью 2 °С/мин с последующей изотермой в течение 70 мин. Ионизирующее напряжение источника 70 эВ, температура источника 250 °С.

Данные хромато-масс-спектрометрических исследований нефтей месторождения Локбатан скважин 1506 и 1529 приведены на рис. 3, а расчет УВ-состава — в табл. 1.

Для нефти из скв. 1506 подсчитан коэффициент нечетности — СРI = 1,75. Значение СРI от 0,91 до 2,03 указывает на высокое содержание нечетных n -алканов, что связано с окислительной обстановкой

осадконакопления, свидетельствующей о зарождении ОВ в мелководном бассейне.

По данным хромато-масс-спектрометрии были определены такие геохимические коэффициенты [3, 4], как терпановый индекс Ts/Tm — отношение более стабильного трисноргеогопана к менее стабильному трисноргопану, определяющему зрелость, условия отложения осадков и характеризующего степень катагенетической преобразованности нефти, в данном случае менее зрелой. Определены индексы: Ts/Tm = 0,69; H29/H30 = 0,35; отношение олеанан/H30 = 0,48 показывает, что в состав исходного ОВ входили остатки покрытосеменных растений, отлагавшихся в бассейне (часто дельтовом) не старше мелового возраста. Расчет регулярных стеранов показал следующие отношения: St27/St28/ St29 = 26/25/49 , где St29 — ситостан, морские водоросли, богатые стеролами ряда St29, также свидетельствующими о преобладании высших наземных растений [5].

Для нефти из скв. 1529 были рассчитаны коэффициенты изопреноидности К_i = 0,24 и нечетности — СРI = 1,12. В пробе отмечено также преобладание n -алканов над изоалканами. Показано, что трициклические терпаны от Т₁₉ до Т₂₆ отсутствуют; как и в предыдущей пробе присутствует только трициклический терпан Т₃₀. В пробе нефти из скв. 1529 месторождения Локбатан, в отличие от пробы нефти из скв. 1506, регулярные стераны не идентифицированы; пимараны отсутствуют.

Элементный CHNS-анализ проб нефти Локба-тан. Элементный анализ на углерод и водород основан на безостаточном сжигании органической массы нефтепродукта в токе кислорода до диоксида углерода и воды. Анализ проводился на приборе фирмы Perkin Elmer Series II CHNS/O Analyser 2400 при температуре 850 °С (табл. 2).

Микроэлементный состав (ИСП/МС). Проведена предварительная пробоподготовка нефти для уста-

Табл. 2. Элементный CHNS-анализ проб нефти месторождения Локбатан, %

Tab. 2. CHNS elemental analysis of oil samples from Lokbatan field, %

Номер скважины	C	H	N	S
1111	76,22	10,28	–	0,84
1788	78,62	10,51	–	0,84
1506	77,61	10,59	–	0,84
498	79,97	10,5	–	0,83
333	79,23	10,47	–	0,77
1510	46,82	10,37	–	1,15
1527	63,99	8,54	–	0,74
1490	72,05	9,56	–	0,82
1806	78,62	10,4	–	1,09
1543	73,02	10,15	–	0,84
1529	75,25	10,28	–	0,89
1493	76,02	10,2	–	0,76

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 4. Гистограмма микроэлементного состава нефти месторождения Локбатан

Fig. 4. Histogram of trace elements composition in oil of Lokbatan field

A

* Истинное значение Fe = 109,393 мг/кг .

B

* Истинное значение Fe = 97,767 мг/кг.

А — скв. 1506 (горизонт VIIa, глубина 994–972 м), В — скв. 1529 (горизонт VII, глубина 1328–1332 м)

А — 1506 well (VIIa Horizon, depth 994–972 m), В — 1529 well (VII Horizon, depth 1328–1332 m)

новления элементного анализа на масс-спектрометре с индукционно связанной плазмой. Для этого пробы нефти озолялись в микроволновой печи BERGHOF. Данные по микроэлементному анализу нефтей представлены на гистограммах (рис. 4).

Совмещенный термический анализ проб нефти месторождения Локбатан. Исследования потенциального фракционного состава проб нефти месторождений Локбатан проводились на синхронном термическом анализаторе STA 6000 фирмы Perkin Elmer в температурном интервале 20–750 °С.

Фракционный состав по данным совмещенного термического анализа представлен термограммами на примере нефтей месторождения Локбатан из скважин 1506 и 1529 (рис. 5), Т₁–Т₂ — температурный интервал выхода фракции, delta γ , % — потенциальное содержание фракций (табл. 3).

Нагревание такой сложной многокомпонентной системы, как нефть, приводит к последовательному испарению сначала летучих: бензиновой, лигроиновой, керосиновой и газойлевой фракций (Б, Л, К, Г) с интервалами испарения, равными соответственно н. к. —140; 140–180; 180–240 и 240 °С. Затем следуют парафины и масла (P + M), смолы и асфальтены (Cm + Asf). Температуры испарения/окисле-ния компонентов тяжелого остатка определяют по характерным точкам на кривой дифференциальной сканирующей калометрии [6, 7].

Заключение

Исследования нефтей месторождения Локба-тан современными инструментальными методами анализа позволили сделать следующие выводы.

Судя по УВ-составу, нефть является парафино-нафтеновой с содержанием ароматики ≈ 13–20 %. Проба нефти из скв. 1506 (глубина 872 м, горизонт VIII) содержит вдвое меньше алканов, а n -алканов — в 5 раз меньше, что свидетельствует о биодеградации нефти; в пробе отсутствуют Pr и Ph, что характерно для генезиса нефти в прибрежной зоне. В нефти из скв. 1529 (глубина 1328 м, горизонт VII) отношение Pr/Ph = 1,35 свидетельствует о большом вкладе наземной растительности и сапропелево-гумусовом генезисе нефти. Подтверждением данных заключений является максимальное содержание УВ С₂₅: в пробе нефти скв. 1529 — 4,67 % и в пробе нефти из скв. 1506 — 1,78 % . Значение CPI, близкое к 1, указывает на зрелую нефть (скв. 1529), СPI = 1,75 (скв. 1506) — низкую зрелость, нефть биодеградиро-вана. Значение СРI от 0,91 до 2,03 указывает на высокое содержание нечетных n -алканов, что связано с окислительной обстановкой осадконакопления, свидетельствующей о зарождении ОВ в мелководном бассейне.

В обеих пробах отмечается отсутствие трициклических терпанов Т19–Т26, эти УВ характеризуют бассейн седиментации и определяют источник ОВ. Судя по олеанановому индексу, остатки покрытосеменных растений, отлагавшихся в бассейне (часто дельтовом), не старше мелового возраста.

Наблюдается большой разброс содержания пентациклических терпанов С30Н52 — гопанов: в скв. 1506 — 25,1 % и в скв. 1529 — 3,19 %. В нефти скв. 1506 при сопоставлении с нефтью из скв. 1529 наблюдается двухкратное преобладание стерана С29, отвечающего за высшую наземную растительность. Все анализируемые пробы нефти место-

0 METHODOLOGY OF PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDS

Рис. 5. Термограмма нефти месторождения Локбатан

Fig. 5. Thermogram of oil from the Lokbatan field

A

B

Е1Е2В3

А — скв. 1506, В — скв. 1529.

Кривые ( 1 – 3 ): 1 — термогравиметрическая, %/Δm – f ( T ), 2 — дифференциальная термогравиметрическая, %/мин – d m/ d τ, 3 – дифференциальная термическая, Дж/г – Δ T

А — 1506 well, В — 1529 well.

Curves ( 1 , 3 ): 1 — thermogravimetric, % Δm – f( T ), 2 — differential thermogravimetric, %/min – d m/ d τ, 3 — differential thermal,

J/ f – Δ T

Табл. 3. Потенциальный фракционный состав нефтей месторождения Локбатан, %

Tab. 3. Possible fractional composition of oil from Lokbatan field, %

Номер скважины	Б, Л, К, Г	P + M	Cm + Asf
1788	68,796	18,493	11,331
1493	43,828	32,075	22,928
1806	38,166	40,467	19,812
1543	51,131	34,811	13,46
1529	48,003	36,554	14,556
1510	38,456 (Н 2 О ≈ 45,296)	10,632	4,505
1506	43,727	38,603	16,299
1498	43,916	35,666	19,12
1490	38,425	41,012	19,651
333	51,131	29,884	15,898
1111	42,219	38,42	16,127

500–700 м (см. рис. 2). Эти горизонты представлены пачкой песков мощностью 60–70 м, состоящей из чередования средне- и крупнозернистых песков с прослоями слабосцементированных песчаников. В песках этих горизонтов встречаются окатанные куски глины. Прослои глин здесь наблюдаются редко, их максимальная мощность достигает 2 м.

При наличии мощной пачки песков горизонтов VI–VIa они разбуривались самостоятельными сетками скважин 75 × 125 м на нижнюю (горизонт VIa) и верхнюю (горизонт VI) части.

Высота залежи горизонтов VI–VIa равна 300 м, в подошве залежь имеет газовую шапку. Начальное пластовое давление достигает 7,7 МПа.

В 1933–1934 гг. разбуривались VI–VIa горизонты. Начальные дебиты скважин составляли от 70 до 200 т/сут.

Аналитические исследования

Исследования нефтей месторождения Локбатан проводились современными инструментальными методами, включающими хромато-масс-спектро-

МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

рождения Локбатан являются железистыми; предложен концентрационный ряд микроэлементов, содержащихся в исследуемых пробах нефти:

Fe > Ti > Ni > Cr > Mn > Cu > Mo > Pb > V > Cd > > Vi > Ag > Li .

Преобладающими микроэлементами в пробах, помимо железа, являются титан и никель; содержание (мг/кг) Fe во всех пробах нефти находится в пределах 83,374–187,723; Ti ≈ 21,202–27,337; Ni ≈ 11,701–42,263; Cr ≈ 10,545–14,028; Mn ≈ 2,230– 3,638; Cu ≈1,554–3,452.