Распределение ароматических углеводородов в нижнемеловых и юрских отложениях месторождения Боровое

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 553.98                                         

В настоящее время основная добыча углеводородов (УВ) в Ханты-Мансийском автономном округе ведется в западной и центральной частях региона. На востоке округа количество разрабатываемых месторождений нефти и газа не велико. К их числу относится рассматриваемое Боровое месторождение, по запасам извлекаемых углеводородов – мелкое, по геологическому строению — простое [1, 2].

Основные промышленные запасы нефти (до 80-90%) на Боровом месторождении сосредоточены в верхнеюрских пластах ЮСб 1¹ и ЮСб 1² . Но, согласно мнению многих исследователей [3-5], для целей нефтепоисковой геологии на данной территории необходимо определиться с перспективой нефтеносности нижне- и среднеюрских отложений и палеозойских терригенно-карбонатных пород. Требуют уточнения вопросы герметичности региональных покрышек, возможности межпластовой миграции углеводородов из юрских отложений в меловые и формирования там нефтяных или газовых залежей.

Ранее было рассмотрено распределение н-алканов и изопреноидов состава С 8 -С 40 в породах юрского продуктивного комплекса и надпродуктивных нижнемеловых отложениях в пределах Борового месторождения [2]. Исследование показало, что некоторое количество легких алканов (до С 20 ) проникает из юрской зоны нефтенакопления в меловые отложения, преодолевая породы регионального флюидоупора — марьяновскую свиту. Восходящее перемещение легких алканов (до С 20 ) прослежено на расстояние до нескольких сот метров, причем, в части тяжелых гомологов С 21 -С 36 , молекулярно-массовое распределение н-алканов варьирует, являясь, возможно, функцией сингенетичного битумоида транзитных слоев. Невысокие концентрации органических веществ в нижнемеловых песчаниках мегионской свиты и узкий набор мигрирующих из юрских отложений алканов, указывает на предполагаемую форму перемещения – газовая или паровая фаза, газовые растворы.

В настоящей работе продолжается изучение распределения различных классов нефтяных углеводородов в пределах нижнемелового и юрского комплексов пород на Боровом месторождении. Исследуется распределение ароматических углеводородов в над- и подпродуктивных отложениях Борового месторождения. В образцах пород рассмотрено содержание и молекулярно-массовое распределение (ММР): алкилбензолов (н-АБ) состава С8-С34 с одним заместителем нормального строения; биаренов, включая нафталин (Нф), 1- и 2-метилнафталины (МНф), изомеры диметилнафталинов (ДМНф); триаренов, включая фенантрен (Ф), 9-, 2-, 3-, 1-метилфенантрены (МФ). Дополнительно рассчитаны относительные геохимические параметры: отношение низкомолекулярных н-алкилбензолов к высокомолекулярным — ΣнАБ(C9-18)/ΣнАБ(C19-34) — показатель миграции; отношение ΣНф/ΣФ – показатель миграции, возрастающий при увеличении доли более подвижных углеводородов в составе нафталинов и фенантренов; отношение метилфенантренов — 9МФ/2МФ — показатель фильтрации УВ, вызванной термическим градиентом, возрастающий в направлении фильтрации [6]. Исследование направлено на определение количественной обеспеченности миграции, оценку эффективности межпластового перемещения отдельных классов углеводородов из зон нефтенакопления в выше и нижележащие отложения для повышения достоверности известных прогнозных посылок [35, 7, 8] обнаружения новых залежей в разрезе месторождения.

Полученные данные использованы для разработки качественной модели миграции и распределения в нефтяных углеводородов в изучаемом разрезе Борового месторождения. Надеемся, что исследования помогут в понимании действующих физико-химических механизмов образования нефтегазовых залежей на месторождениях восточной части Западно-Сибирской плиты с характерной системой пологих надвигов и крупных сдвиговых блоков, формирующих геологические условия Борового месторождения.

Характеристика объекта исследований

Ввиду труднодоступности территории изучение геологического строения на востоке ХМАО проводилось эпизодически, начиная с 40-50-х годов прошлого столетия. Были проведены мелко- и среднемасштабные геологическая, аэромагнитная, гравиметрическая съемки, а также аэросейсмическое зондирование по методу отраженных волн (МОВ). Крупномасштабные съемки проводились на отдельных участках восточной части ХМАО [9, 10].

Геологическое строение площади исследований имеет двухярусное строение, т.к. территориально входит в состав Западно-Сибирской плиты [11]. Нижний структурный этаж представляет собой фундамент плиты, сложенный доюрскими породами (преимущественно палеозойскими). Верхний этаж — платформенный чехол мезо-кайнозойского возраста.

Самые древние отложения фундамента — докембрийские — вскрыты отдельными скважинами на соседних площадях, например 11-Вахской скважиной, лишь на глубину до 10-20 м, и представляют собой метаморфические комплексы мусковит-кварцевых сланцев.

Породы палеозойского возраста не имеют четкого стратиграфического деления на системы в связи с неравномерной изученностью территории. Широкое развитие получили углисто-глинистые и глинисто-карбонатные сланцы и известняки, песчаники и алевролиты, датируемые девон-каменноугольным возрастом [12]. Эти отложения перекрыты терригенно-карбонатными образованиями раннекаменноугольного возраста мощностью до 150 м. Завершают разрез пород палеозойского возраста красноцветные отложения (конгломераты, песчаники, алевролиты) позднего карбона - ранней перми.

Более широкое распространение имеют отложения мезозоя, представленные всеми тремя системами: триасовой, юрской и меловой. При этом триасовые породы совместно с более древними отложениями палеозоя и протерозоя входят в состав фундамента ЗападноСибирской плиты, а юрские и меловые толщи вместе с кайнозойскими образуют ее чехол.

Вулканогенно-осадочные породы, преимущественно вулканические туфы и базальты, триасового возраста распространены повсеместно на площади исследований и на соседних структурах. Впоследствии, в результате выравнивания поверхности формировались коры выветривания позднетриасового возраста.

Основные перспективы на нефтегазоносность связывают с юрскими толщами, которые формировались в прибрежно-морских и континентальных условиях и представлены преимущественно чередующимися песчаниками и глинистыми породами, частично битуминозными. Песчаные пласты разделены глинами аргиллитоподобными и алевролитами, прослоями серпулитов и углей.

Породы мелового возраста, согласно залегающие на отложениях юрской системы, имеют сложный полифациальный комплекс терригенных осадков, которые в свою очередь перекрываются более молодыми отложениями кайнозойского возраста.

Согласно тектоническому районированию [5] месторождение Боровое находится на структуре I порядка — Пылькаралькинском мегавале (Рисунок 1), осложненным структурами других порядков [13]. Боровое месторождение в тектоническом отношении приурочено к Боровому локальному поднятию, осложняющему Пылькаралькинский мегавал.

В пределах Боровой зоны было пробурено около 20 скважин, в том числе и на территории одноименного месторождения - поисковые скважины Боровые 6 и 7 (Рисунок 2). По результатам бурения была выявлена литологическая неоднородность в нижней части осадочного чехла, отмечаются тела известняков малой мощности, формирование которых возможно имеет оползневое происхождение из более мелководной части бассейна (из Пылькараминской зоны) [14].

Рисунок 1. Фрагмент «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» [5]: 1 – границы геоблоков, 2 – границы тектонических элементов I порядка, 3 – границы внутреннего районирования тектонических элементов I порядка 4 - важнейшие тектонические нарушения, 5 – реки и их притоки, 6 – объект изучения

Рисунок 2. Схема расположения скважин на нефтяном месторождении Боровое (залежь пласта ЮСб11) [1]

Боровое нефтяное месторождение по нефтегазогеологическому районированию [1, 5] относится к Пыль-Караминскому нефтегазоносному району Пайдугинской нефтегазоносной области. На территории Борового месторождения промышленная нефтеносность связана с пластами ЮСб 1¹ и ЮСб 1² (верхняя юра), вскрытые скважиной 7 в интервалах 2231-2237 м и 2242-2246 м соответственно. Коллектор представлен песчаником бурым, светло-бурым, средней крепости, среднезернистым, нефтенасыщеным. Эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 2,8 м в нижнем пласте до 4,8 м в верхнем. Размеры залежи пласта ЮСб 1¹ составляют 7×4,5 км, пласта ЮСб 1² — 4,1×1,5 км. Средняя пористость составляет 18,5%, нефтенасыщенность — 60%. По извлекаемым запасам месторождение относится к мелким, по геологическому строению — к простым.

Основные запасы залежи пласта ЮСб 1¹ составляют до 88% всех извлекаемых запасов. Оба нефтеносных пласта ЮСб 1¹ и ЮСб 1² имеют следующие покрышки:

• -    снизу — радомскую (или тогурскую, в зависимости от места расположения) пачку глин (породы верхней части пачки, переходящие в темноокрашенные углистые аргиллиты низов худосейской свиты, предположительно, обладают большим генерационным потенциалом и, возможно, служат источником углеводородов);

• -    сверху — глины марьяновской свиты, для которых, по сравнению с баженовской свитой, характерны уменьшенная битуминозность и меньшие признаки УВ-генерационных возможностей [15, 16].

Образцы, методика исследований и концептуальные допущения.

Изучаемые объекты, образцы пород. В рассмотрение приняты образцы керна глубоких скважин 7 и 9 Борового месторождения. Скважина Боровая 7 расположена в контуре нефтеносности пласта ЮСб11, промышленно продуктивного в интервале 2219-2237 м. Из данной скважины на исследование отобрано 15 образцов керна (Таблица 1): 2 образца из верхнеюрской зоны нефтепроявления (свита наунакская, J3nn, шифр Б7_03 и Б7_04), 2 образца из примыкающих к ней вышележащих слоев (свита наунакская, J3nn, шифр Б7_01 и Б7_02), 2 образца из нижележащих среднеюрских слоев (свита тюменская, J2tm, шифр Б7_05 и свита худосейская (радомская), J1hd, шифр Б7_06) и 9 образцов из нижнемеловых отложений (свита мегионская, К1mg, шифры от Б7_11, до Б7_42, см. Таблицу 1).

Таблица

ХАРАКТЕРИСТИКА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА КЕРНА СКВАЖИН БОРОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
нг нн со г й м М & S о О     аз & л о _ сз ^ о Й 3 g §	сГ н о о н к	о 3	Содержание в породе идентифицированных мг/кг						углеводородов,		Расчетные параметры
			1 ^ si"		фН ƩМНф		ƩДМ Нф	Ф	ƩМ Ф		об н н	е и К	G ч S Й
Площадь Боровая, скважина 7
Б7_42, песчаник, mg, К 1	1957+ 1958	27,60	1,543	0,014	0,000	0,004	0,014	0,004	0,007	1,585	2,80	1,68	1,6 5
Б7_41, песчаник, mg, К 1	1960+ 1961	18,53	1,112	0,005	0,000	0,000	0,000	0,001	0,002	1,119	1,54	0,00	1,2 6
Б7_32, песчаник, mg, К 1	1962	27,32	1,053	0,008	0,000	0,002	0,008	0,002	0,003	1,077	6,29	1,71	1,5 0
Б7_31, песчаник, mg, К 1	1965	24,46	0,687	0,005	0,000	0,001	0,004	0,001	0,002	0,700	4,61	1,26	1,9 0
Б7_22, песчаник, mg, К 1	1967	18,81	0,827	0,011	0,001	0,004	0,010	0,002	0,003	0,858	8,38	2,56	1,0 7
Б7_21, аргиллит, mg, К 1	1967,2	68,41	2,455	0,044	0,003	0,022	0,045	0,011	0,015	2,594	7,50	2,64	2,4 1
Б7_13, песчаник, mg, К 1	1972,2	22,70	1,704	0,022	0,000	0,005	0,023	0,005	0,007	1,766	11,6 6	2,32	1,1 9
Б7_12, аргиллит, mg, К 1	1975	28,61	1,550	0,020	0,000	0,002	0,017	0,012	0,022	1,622	2,38	0,54	1,2 9
Б7_11, песчаник, mg, К 1	1977	10,20	1,140	0,012	0,000	0,002	0,010	0,003	0,008	1,174	2,85	0,97	1,2 8
Б7_01, алевролит, nn, J 3	2217	31,41	1,072	0,013	0,000	0,003	0,010	0,004	0,006	1,109	1,35	1,33	1,3 4
Б7_02, алевролит, nn, J 3	2217,5	46,26	3,726	0,060	0,001	0,041	0,085	0,029	0,039	3,982	6,68	1,86	1,0 5
Б7_03, алевролит, nn, J 3	2218,8	83,68	9,342	0,086	0,021	0,265	0,404	0,086	0,007	10,31 1	2,42	3,57	1,2 0
Б7_04, песчаник, nn, J 3	2221	49,30	5,066	0,093	0,036	0,281	0,337	0,062	0,065	5,942	10,4 4	5,13	1,0 2
Б7_05, аргиллит,t m, J 2	2463	221,6 6	12,536	0,288	0,021	0,194	0,616	0,154	0,170	13,97 9	1,02	2,56	1,2 4
Б7_06,	2470	51,42	1,031	0,013	0,001	0,005	0,014	0,004	0,005	1,073	27,3	2,30	1,0

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 8. №6. 2022

нг нн S 5 и О     S3 & _ ей г, & ч S •& о н 4 2® Я К о	сГ ю н о и н к	о 3	Содержание в породе идентифицированных углеводородов, мг/кг								Расчетные параметры
			и м я	н	фН ƩМНф		ƩДМ Нф	Ф	ƩМ Ф	да к	do И и н н	4 н	© ч S Й О\
аргиллит,											5		9
hd, J 1
Площадь Боровая, скважина 9
Б9_01,
аргиллит,		416,8											1,2
mr, J 3	2269	9	24,607	0,779	0,405	2,235	2,109	0,264	0,283	30,683	2,13	8,68	5
Б9_02,
песчаник,													1,1
mr, J 3	2271	52,77	1,406	0,024	0,000	0,000	0,009	0,014	0,011	1,465	7,47	0,37	5
Б9_03,
алевролит,		408,6											1,3
mr, J 3	2272	2	1,632	0,030	0,001	0,094	0,479	0,162	0,184	2,582	0,98	1,66	5
Б9_04,
аргиллит,													1,4
nn, J 3	2273	80,96	4,799	0,115	0,020	0,261	0,383	0,093	0,089	5,759	1,83	3,65	5
Б9_05,
песчаник,													1,7
nn, J 3	2276	41,92	1,050	0,021	0,002	0,011	0,025	0,010	0,012	1,129	2,37	1,71	4
Б9_06,
аргиллит,													1,2
tm, J 2	2485	70,75	4,762	0,057	0,014	0,141	0,280	0,038	0,050	5,304	2,09	4,96	5
Б9_07,
песчаник,													1,5
tm, J 2	2493	30,88	1,462	0,036	0,008	0,090	0,185	0,035	0,061	1,876	1,71	2,93	9

Примечание. ∑нАлк+изоАлк С 9 - 40 , ∑нАБ С 8-34 , Нф, ƩМНф, ƩДМНф, Ф, ƩМФ – концентрации, соответственно, суммы идентифицированных алканов нормального и изипреноидного строения, суммыалкилбензолов с одним алкильным заместителем нормального строения, нафталина, суммы метилнафталинов, суммы диметилнафталинов, фенантрена, суммы метилфенантренов; всего идент.УВ – сумма всех идентифицированных углеводородов. Расчетные параметры: ΣнАБ(C 9 - 18 ) / ΣнАБ(C 19 - 34 ), ΣНф / ΣФ, 9МФ /2МФ – соответственно, отношение алкилбензолов, отношение суммы нафталинов С 10 - 12 к сумме фенантренов С 14 - 15 ,; отношение 9-метилфенантрена к 2-метилфенантрену – показатель воздействия термодиффузионных процессов на миграцию УВ [6]

Скважина Боровая 9 пробурена за пределами контура нефтеносности (Рисунок 2), фрагментарно представлена керновым материалом юрских отложений, предположительно отнесенным авторами к «условно фоновому» по содержанию нефтяных веществ. Из Боровой 9 на исследование отобрано 7 образцов керна (Таблица 1): 2 образца из отложений нефтеносных на Боровом месторождении (свита наунакская, J 3 nn, шифр Б9_04 и Б9_05), 3 образца из вышележащих слоев регионального флюидоупора (свита марьяновская (аналог баженовской), J 3 mr, шифр Б9_01, Б9_02, Б9_03) и 2 образца из нижележащих среднеюрских отложений (свита тюменская, J 2 tm, шифр Б9_06, Б9_07).

Методика лабораторного исследования.

Керновый материал пропускали через щековую дробилку с измельчением до зернения 2 мм и менее. Навеску массой около 200 г, помещали в чистый полиэтиленовый пакет с затягивающейся горловиной и хранили в холодильнике при 5 ⁰ С не более 1 недели до аналитических исследований пробы.

Ароматические углеводороды рядов алкилбензолы С8-С34, нафталины С10-С12, фенантрены С14-С15 выделяли из образцов двойной холодной экстракцией смесью н- гексан:хлороформ (80:20 об. %). Однократно экстракция выполнялась в закрытых стеклянных колбах, перемешиванием в течение 30 минут смеси навески породы (40-50 г) и растворителя (30 мл). После отстаивания в течение 30 мин, экстракт осторожно сливали (фильтруя через бумажный фильтр «синяя лента») в мерный цилиндр и фиксировали объем аликвоты (мл). Повторяли экстракцию с таким же объемом экстрагента.

Выполненные ранее [17] эксперименты показали, что данный методический подход применим для количественного выделения слабосорбированных на породе углеводородов рядов н-алканов С 9 –С 40 , алкилбензолов С 9 –С 33 , нафталинов С 10 –С 13 , фенантренов С 14 –С 16 . Экстракция по первой ступени смесью н-гексан:хлороформ (80:20 об. %) позволяет выделить из образцов алевролитов до 90…95 % слабосорбированных углеводородов. Экстракция по второй ступени дополнительно извлекает до 50% оставшихся на породе соединений указанных рядов. При третьей экстракции чистым хлороформом указанные углеводороды не обнаруживаются в экстрактах методом хроматографии. Тетра- и пентаароматические УВ, а также смолистые компоненты экстрагируются при двукратной экстракции н-гексан:хлороформом (80:20 об.) не полностью и не могут приниматься в расчет при сравнительных количественных исследованиях.

Анализ экстрактов выполняли на хромато-масс-спектрометре PerkinElmer Clarus 500MS. Аналитическая колонка 30 м × 0,25 мм × 0,25 мкм Elite-5MS. Режим программирования температуры 40° (5 мин) – 5°/мин – 310° (20 мин), температура инжектора 220°С, трансферлайна – 300°С, источника электронов – 190°С, энергия электронов 70 эВ, внутренний градуировочный стандарт – аценафтен-d10.

Прецизионность определения содержания на породе отдельных углеводородов по результатам повторного исследования семи образцов песчаников, алевролитов и аргиллитов пород площадей Боровая, Рогожниковская и Чистинная составила для концентрации:

• -    0,005…0,010 мг/кг – 33 отн. %;

• -    0,011…0,015 мг/кг – 30 отн. %;

• -    0,90…1,30 мг/кг – 20 отн. %.

Принятые концептуальные допущения [17, 18].

В основу рассмотрения межпластового распределения углеводородов в над- и подпродуктивных отложениях положен ряд допущений:

• 1.    Слои песчаника в рассматриваемых разрезах априорно принимаются за транзитные или накапливающие углеводороды слои; генерирующими и отдающими УВ слоями являются богатые органическим веществом аргиллиты и алевролиты, эти же слои являются естественными барьерами миграции, под которыми в слоях песчаника могут накапливаться повышенные концентрации мигрирующих (всплывающих) УВ.

• 2.    За геологическое время состав и распределение УВ в породе стабилизировались как конечный продукт генерации, миграции, накопления и последующего рассеивания веществ в разрезе отложений. Органическое вещество в конкретном образце породы может быть:

• а)    остатком после рассеивания части мигрирующих веществ, причем часть мигрирующих веществ обязательно должна сохраниться и ее можно зафиксировать сравнением с соседними слоями пород.

• б)    мигрирующим веществом, состав которого обеднен фильтрацией; наиболее вероятное его обнаружение – в слоях песчаника, след миграции можно обнаружить, изучая состав соседних слоев.

• 1.    Диффузионное или фильтрационное перемещение тяжелых (выше С8) УВ происходит из слоев с большей концентрацией в слои с меньшей. Обратное возможно

• 2.    Диффузионное рассеивание веществ сингенетичного битумоида из транзитных слоев может быть не замечено на фоне мигрирующих из залежи нефтяных УВ.

• 3.    Существующий массообмен можно зафиксировать при послойном исследовании нади продуктивных пород на содержание нефтяных УВ. С определенной достоверностью может быть оценено расстояние перемещения мигрирующих веществ.

фильтрационным перетеканием (отжиманием из материнских слоев в зону нефтенакопления)

при значительном перепаде давления.

Как результат, в разрезе месторождения, в отложениях вышележащих и подстилающих нефтеносный интервал, ожидаются следующие варианты распределения веществ (Рисунок 3) [18].

Рисунок 3А. Углеводородный фон, территория потенциально нефтеносна. Н ефтепроявление в разрезе комплекса не фиксируется или залежи однопластовые, мелкие, ограниченные, локализованы непосредственно вблизи флюидоупоров. В материнской породе концентрация подвижных углеводородов низкая (возможно органическое вещество не вступило в главную фазу нефтеобразования).

Основное нефтепроявление сохраняется вблизи материнских слоев, а дальше отстоящие пласты имеют фоновое или резко уменьшающееся количество битумоида (возможно сингенетичного). Низкая концентрация подвижных УВ в зонах нефтепроявления не обеспечивает непрерывность миграционного потока. Градиент концентрации недостаточен для массового перемещения частиц, а градиенты давления не оказывают существенного воздействия на малые объемы веществ. Рассеивание из слоев, обогащенных органическим веществом возможно в результате температурной диффузии и осмотических явлений.

Концентрация, отн.eд.

Концентрация, отн.eд.

Рисунок 3. Предполагаемое распределение органических веществ в слоях пород в результате межпластовой миграции из залежи/материнских отложений: А – диффузионное перераспределение веществ; Б – фильтрация, не осложненная барьерами; В и Г – распределение веществ в разрезе, включающем коллектор, залежь, материнские отложения и флюидоупоры. 1 – график концентрационного распределения УВ в разрезе; 2 – направление фильтрации УВ; 3 – направление диффузии УВ; 4 – материнские отложения; 5 – коллектор; 6 – интервал нефтепроявления [18]

Рисунок 3Б. Территория нефтеносна в пределах установленных нефтегазоносных комплексов. Зоны нефтенакопления массивны, охватывают несколько пластов и пропластков. Разрез не осложнен барьерами, зонами выклинивания, плохопроницаемыми пропластками. В результате вертикальной восходящей или нисходящей миграции мигрирующих веществ перемещается из материнских пород и зон нефтегазопроявления по зонам микротрещиноватости выше или ниже по разрезу, задерживаясь в слоях только за счет адсорбции и ситовых эффектов, в соответствии с литологией пластов. Проследить межпластовую миграцию можно по легкой мигрирующей фракции углеводородов, например, по фильтрационному параметру ΣнАлк(C 9-19 )/ΣнАлк(C 20-36 ) н-алканов или н-алкилбензолов.

Рисунки 3В и 3Г. Территория нефтеносна в пределах установленных нефтегазоносных комплексов, с высоким прогнозом нефтеносности структур фундамента. Зоны нефтенакопления массивны, охватывают несколько пластов и пропластков. Разрез осложнен литологическими межпластовыми барьерами. Межпластовая миграция заметна по однородности состава углеводородов в соседних коллекторах. Вблизи литологических экранов ожидаем рост концентрации битумоида. В некоторых случаях в транзитных и накопительных слоях концентрация подвижного битумоида (нефти) может превысить его концентрацию в нефтегенерирующем пласте, особенно, вблизи барьеров (Рисунок 3Г).

Анализ геохимических данных

Данные по содержанию в образцах пород экстрагированного битумоида, группового и молекулярного состава рассматриваемых углеводородов, а также значения некоторых расчетных параметров, указывающих на миграцию углеводородов, приведены в Таблице.

Как отмечалось ранее [2], в юрских отложениях разреза Борового месторождения может быть выделена возможная нефтегенерирующая толща – низы тюменской свиты. Для тюменских аргиллитов (образец Б7_05) скважины Боровая 7 (Таблица) характерны более высокие концентрации идентифицированных углеводородов (до 14,0 мг/кг) по сравнению с нефтеносными песчаниками и алевролитами наунакской свиты (от 1,1 до 10,3 мг/кг). Глины радомской пачки худосовейской свиты (образец Б7_06), расположенные ниже тюменских аргиллитов, имеют не высокое суммарное содержание экстрагируемого малополярного битумоида, низкие концентрации насыщенных и ароматических углеводородов (до 1,1 мг/кг). Малый запас подвижных (нефтяных) углеводородов в исследуемом образце не позволяет на настоящий момент отнести аргиллиты радомской пачки к возможным материнским отложениям.

Наряду с тюменской, в юрском разрезе к нефтегенерирующей можно отнести марьяновскую свиту. По данным «условно фоновой» скважины Боровая 9 марьяновские аргиллиты и алевролиты (образцы Б9_01 и Б9_03) могут быть в 2 раза продуктивнее тюменских отложений (Таблица). Однако отложения марьяновской свиты, возможно из-за высокой плотности и слабой проницаемости (продольная – 0,01 мкм ² ), не реализуют материнский потенциал, а выполняют роль регионального флюидоупора. Прилегающие к марьяновской свите сверху и снизу пласты песчаника в скважине Боровая 7 имеют фоновое содержание идентифицированных углеводородов, суммарно на уровне 1-1,2 мг/кг (образцы Б7_01, Б7_11).

Распределение ароматических углеводородов в разрезе юрских отложений скважин Боровая 7 и Боровая 9 представлены на рисунках 4 и 5. Данные показывают, что в наунакской свите – зоне нефтенакопления – ароматические углеводороды концентрируются существенно меньше (в 3-4 раза), чем в нижележащих тюменских аргиллитах. В случае насыщенных углеводородов отмечается другая картина: концентрации алканов в породах наунакских и тюменских отложений сравнимы (до 9,3 и до 12,5 мг/кг, соответственно) в количественном соотношении и по молекулярно-массовому распределению (ММР) гомологов н-алканов С9-40, что давало право предположить их генетическое родство [2].

Концентрационное распределение ароматических УВ в юрском разрезе можно определить как соответствующее теоретической модели « Территория нефтеносна в пределах установленных нефтегазоносных комплексов» (Рисунок 3 Б); распределение насыщенных УВ определяется как соответствующее модели « Территория нефтеносна в пределах установленных нефтегазоносных комплексов, с высоким прогнозом нефтеносности структур фундамента» (Рисунок 3 В).

Изменчивость в образцах пород состава ароматических указывает на явные признаки миграции веществ из тюменских аргиллитов в ближайшие окружающие породы. В наунакской свите, по сравнению с тюменской, накапливаются легкие компоненты алкилбензолов С 9-21 и нафталинов С 10-12 – показатель ΣнАБ(C 9-18 )/ΣнАБ(C 19-34 ) возрастает в 210 раз, а ΣНф/ΣФ — в 1,5-2 раза (Таблица). В тюменской свите сохраняется остаток первичного битумоида с широким рядом н-алкилбензолов С 9-29 , преобладанием диметилнафталинов в составе нафталинов (см. ММР ароматических УВ на Рисунке 4).

В краевых слоях рассматриваемого интервала юрских пород (верхи наунакской свиты – образцы Б7_01 и Б7_02; радомская пачка – образец Б7_06) фиксируется резкое падение концентрации и обеднение состава ароматических УВ, характерное для микропоровой фильтрации: накапливается узкий набор н-алкилбензолов С 13-21 (Рисунок 4.), падает содержание относительно полярных фенантренов и нафталинов (Таблица).

Интересно, что в «условно фоновой» скважине Боровая 9 органическое вещество пород не проявляет сколько-нибудь закономерной изменчивости состава ароматических в юрском разрезе. Наблюдаются свои характерные особенности состава изомеров и гомологов, специфические для каждого слоя (Рисунок 5). Нет изменчивости и параметра 9МФ/2МФ, который по данным [6] может указывать на термодиффузионное или хроматографическое перераспределение изомеров фенантренов в результате миграции или термодиффузионных явлений в разрезе (Таблица). Миграция не очевидна.

Главной особенностью меловых отложений на Боровой площади [5], является слабая выдержанность зональных покрышек в разрезе нижнего мела и отсутствие ачимовского регионального флюидоупора, что определяет отсутствие здесь нефтяных залежей. В дополнение к этому тезису, наши ранние исследования насыщенных углеводородов показали хорошее экранирование мелового разреза от юрских отложений сланцами марьяновской свиты [2]:

концентрации экстрагируемых битумоидов в мегионской свите в среднем в 2-4 раза ниже, чем в юрском разрезе и на порядок ниже, чем в марьяновских аргиллитах ([2] и Таблица);

молекулярно-массовое распределение н-алканов мегионской и марьяновской свит существенно различается для нижнемелового и верхнеюрского разрезов;

миграционный параметр состава н-алканов ΣнАлкC9-19/ΣнАлкC20-36 обычно растущий в направлении миграции, не проявляет существенной изменчивости при переходе из марьяновской в мегионскую свиту;

в пределах мелового разреза прослеживается восходящее (сквозное) перемещение лишь легких н-алканов до С20, которые, возможно в небольшом количестве проходят через марьяновский флюидоупор из верхнеюрских залежей. Их состав постоянно обогащается различным набором тяжелых компонентов С21-С36, в зависимости от состава сингенетичной органики [2].

Сумма нафталинов и фенантренов

Литологическое описание

Нафталины С10-С12. фенантрены С14-С15 в породе, концентрация, мг/кг

Н-алкилбензолы С8-С34 в породе, концентрация, мг/кг

Рисунок 4. Распределение ароматических углеводородов в разрезе юрских отложений скважины Боровая 7: 1-2 – стратиграфические отложения: 1 – верхнеюрского возраста, 2 – среднеюрского возраста; 3-5 – породы разного литологического состава: 3 – песчаник, 4 – алевролит, 5 – аргиллит; 6 – биоразности; 7 – концентрации углеводородов в песчаниках (а), алевролитах (б), аргиллитах (в); 8 – разрыв шкалы; 9 – нефтепроявление, 10 – предположительное направление миграции

Литологический разрез

Алевролит серый, средней крепости, Б7 01 равномернозернистык с включением пирита

Тонкое переслаивание алевролита светлосерого, средней крепости, аргиллита темно-серого.

с многочисленными включениями пирита

Алевролит нефтенасыщенный

Песчаник бурый, коричневый, среднезернистый, средней крепости, нефтенасыщен, с включениями линз пирита, с тонкими прослоями растительного детрита и аргиллита

qc Аргиллит темно-серый крепкий, массивный, с включениями углистых остатков

Аргиллит белый, плитчатый, с мелкими линзами кремнистой породы, в средней части с хаотичными намывами зернистого песчаника светло-коричневого

ММР н-алкилбензолов

—
	Б7_01

Б7 02

ПС8С10С15С20С25С30

		к     Б7 03

0,024

0,196

ММР нафталинов и фенантренов

лито ■
0,0015 ■
	MN	DMN	Ph MPh
0,030 ■ 0,020-
0,010 ■ /
	MN	DMN	Ph MPh
0120 ■			Б7 03
0,080-
0,040- /
U.UUU ч-N	MN	DMN	Ph MPh

Рисунок 5. Распределение ароматических углеводородов в разрезе юрских отложений «условно фоновой» скважины Боровая 9: 1-2 – стратиграфические отложения: 1 – верхнеюрского возраста, 2 – среднеюрского возраста; 3-5 – породы разного литологического состава: 3 – песчаник, 4 – алевролит, 5 – аргиллит; 6 – биоразности; 7 – концентрации углеводородов в песчаниках (а), алевролитах (б), аргиллитах (в); 8

– разрыв шкалы

Проводимое исследование ароматических углеводородов подтверждает замечания [5] и [2] относительно меловых отложений на Боровой площади. Углеводороды поступают в меловой разрез из юрских коллекторов очень незначительно, в ограниченном наборе легких (до С20) компонентов, которые рассеиваются по слоям пород. Области нефтенакопления в пределах рассматриваемого разреза явно не формируются. На Рисунке 6 в разрезе меловых пород скважины Боровая 7 можно заметить локальное перемещение легких н-алкилбензолов C9-18 из прослоев аргиллитов в ближайшие песчаники. Например, от аргиллита Б7_12 к песчанику Б7_13 величины миграционных параметров ΣнАБ(C9-18) / ΣнАБ(C19-34) и ΣНф/ΣФ возрастают почти в 5 раз. Хроматографическое или термодиффузионное перераспределение состава изомеров метилфенантренов [5], судя по слабой изменчивости параметра 9МФ/2МФ, также не наблюдается (Таблица).

Концентрационное распределение ароматических и насыщенных УВ в меловом разрезе можно определить как соответствующее моделям « Углеводородный фон, территория потенциально нефтеносна» (Рисунок 3 А) или « Территория нефтеносна в пределах установленных нефтегазоносных комплексов» (Рисунок 3. Б).

Ранее [2] была зафиксирована особенность образца песчаника Б7_41, в котором сконцентрированы только тяжелые гомологи н-алканов С 17-36 и отсутствуют легкие. На основании лабораторных данных по газопроницаемости этого образца (1232-1356 мД), по сравнению с соседними (270-600 мД), было сделано предположение о высокой пропускной способности прослоя по отношению к легким углеводородам. Предложена форма перемещения легкой фракции углеводородов – газовая или паровая фаза, газовые растворы. Но детальное рассмотрение состава ароматических компонентов позволяет предположить присутствие здесь слабого промывного водного (возможно, гидротермального) режима. Водной промывкой можно объяснить полное отсутствие в данном образце алкилнафталинов С 10-12 (Таблица и Рисунок 6 — отмечено эллипсом), которые способны растворяться в воде в полном наборе изомеров [19]. Подобную картину наблюдали в разрезе пород Ханты-Мансийского месторождения [20], где, в результате возможного промывного режима, из органического вещества высокопроницаемого песчаника горелой свиты были вымыты практически полностью нафталины С 10-12 , а сформированные залежи содержали нефть с повышенным содержанием нафталинов относительно других групп ароматических УВ. Стоит отметить, что по геодинамическим условиям Ханты-Мансийское месторождение, так же как и Боровое, приурочено к участку локального сжатия структур фундамента, но территориально расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты.

Геохимическая модель вертикальной миграции УВ на Боровой площади.

Рассмотрение распределения насыщенных [2] и ароматических углеводородов явилось основой для построения схематической геохимической модели меж- и внутрипластовой вертикальной миграции УВ-флюидов в разрезе Борового месторождения, приведенной на Рисунках 7 и 8.

Разрез юрских отложений Боровой площади. Отмечается наличие практически замкнутого нефтегазоносного комплекса, включающего материнские породы тюменской и, возможно, марьяновской свит, нефтеносные коллекторы наунакской и тюменской свит и достаточно надежные флюидоупоры – вверху марьяновская свита, снизу радомская пачка худосовейской свиты. Межпластовое перераспределения углеводородов происходит в результате поровой фильтрации и адсорбции в условиях всплывания и диффузии. К верхам системы всплывают преимущественно насыщенные углеводороды и легкие компоненты в составе ароматических. В верхах комплекса наблюдается резкое падение концентрации и обеднение состава УВ, характерное для фильтрации — накапливается узкий набор н-алканов и н-алкилбензолов С12-21, падает содержание относительно полярных фенантренов, на что указывает значительное (в разы) возрастание параметров Σалк/ΣНф, Σалк/ΣФ [2], а также ΣнАБ(C9-18) / ΣнАБ(C19-34) и ΣНф/ΣФ.

Рисунок 6. Значение показателя обстановок осадконакопления Пр/Фт в исследуемых образцах: 1 – отложения нижнемелового возраста; 2-4 – породы разного литологического состава: 2 – песчаник, 3 – алевролит, 4 – аргиллит; 5 – биоразности; 6 – концентрации углеводородов в песчаниках (а), алевролитах (б), аргиллитах (в); 7 – разрыв шкалы; 8 – предположительное направление миграции

Рисунок 7. Качественная геохимическая модель вертикальной миграции углеводородов в разрезе юрских отложений Боровой площади: 1 – отложения юрского возраста; 2-4 – породы разного литологического состава: 2 – песчаник, 3 – алевролит, 4 – аргиллит; 5 – биоразности; 6 внутрипластовая миграция насыщенных УВ; 7 – внутрипластовая миграция ароматических УВ; 8 – межпластовая диффузия насыщенных УВ; 9 – межпластовая диффузия ароматических УВ

Рисунок 8. Качественная геохимическая модель вертикальной миграции углеводородов в разрезе меловых отложений Боровой площади: 1 – отложения мелового возраста; 2-4 – породы разного литологического состава: 2 – песчаник, 3 – алевролит, 4 – аргиллит; 5 – биоразности; 6 внутрипластовая миграция насыщенных УВ; 7 – внутрипластовая миграция ароматических УВ; 8 – межпластовая диффузия насыщенных УВ; 9 – межпластовая диффузия ароматических УВ

Разрез меловых отложений Боровой площади. К породам нефтепроизводящим можно отнести верхи марьяновской (аналог баженовской, но беднее по запасам органического вещества [15, 16]) свиты. Предполагается слабое проникновение углеводородов в меловой разрез из юрских коллекторов через марьяновский флюидоупор в количестве очень незначительном, в ограниченном наборе легких (до С 20 ) компонентов, которые рассеиваются по слоям пород. Концентрации слабополярных битумоидов (микронефти) в образцах породы в среднем в 2-4 раза ниже, чем в юрском разрезе и на порядок ниже, чем в марьяновских аргиллитах. Поступающие углеводороды по ММР легких н-алканов С 12-21 близки тюменской свите, по составу ароматических — нефтям наунакской свиты, Содержание тяжелых УВ ( выше С 20 ) варьируют от слоя к слою, являясь, функцией сингенетичного битумоида пород. В пределах комплекса отмечается локальное перемещение легких н-алкилбензолов C 9 - 18 и алкилнафталинов из прослоев аргиллитов в ближайшие песчаники. Основная предполагаемая форма перемещения компонентов – газовая или паровая фаза, в случаях высокопроницаемых пропластков, не исключается водная промывка.

Выводы

• 1.    Юрские и меловые отложения в пределах Боровой площади по данным изучения состава и распределения насыщенных [2] и ароматических углеводородов характеризуются как самостоятельные, существенно разобщенные комплексы.

• 2.    В юрском нефтеносном комплексе отмечаются явные признаки миграции веществ из тюменских аргиллитов в коллекторы наунакской свиты. Показателем восходящей миграции легких углеводородов из тюменской в наунакскую свиту является возрастание в разы отношений ΣнАБ(C 9-18 )/ΣнАБ(C 19-34 ) и ΣНф/ΣФ

• 3.    Марьяновская свита, в пределах Боровой площади, выполняет роль регионального флюидоупора, разобщающего юрские и меловые комплексы пород. Углеводороды из верхнеюрского комплекса способны проникать в меловые отложения в малом количестве и в ограниченном наборе легких компонентов до С 20 .

• 4.    В породах мелового комплекса устойчиво фиксируются низкие концентрации экстрагируемых органических веществ (10-50 мг/кг), без существенного тренда в пределах разреза, что косвенно может указывать на отсутствие геологических условий для накопления углеводородов и формирования неструктурных залежей в нижнемеловом разрезе Боровой площади. В качестве эффективных показателей межпластовой миграции углеводородов могут рассматриваться параметры Σалк/ΣНф, Σалк/ΣФ, ΣнАБ(C 9-18 ) / ΣнАБ(C 19-34 ) и ΣНф/ΣФ.