Геохимия нефтей и газов Центральной Сибири
Покупка
Основная коллекция
Тематика:
Геохимия
Издательство:
Сибирский федеральный университет
Автор:
Битнер Александр Карлович
Год издания: 2020
Кол-во страниц: 264
Дополнительно
Вид издания:
Монография
Уровень образования:
ВО - Магистратура
ISBN: 978-5-7638-4319-4
Артикул: 766130.01.99
Рассмотрены вопросы геохимии нефти и газа углеводородных систем кембрия, венда и рифея в пределах платформенной части Центральной Сибири. Приведены физико-химические параметры нефти, газа и конденсата, углеводородный и фракционный состав флюидов большинства месторождений Центральной Сибири, описаны факторы возможного современного газообразования. Определены степень метаморфизма и зрелости углеводородных систем и их геологический возраст, оценены ресурсы углеводородов сложного состава, являющихся сырьем для развития нефте- и газохимии. Предназначена для научных работников, геологов, геохимиков, может быть интересна студентам геологических специальностей.
Тематика:
ББК:
УДК:
- 550: Вспомогательные геологические науки
- 553: Экономическая геология. Месторождения полезных ископаемых
ОКСО:
- ВО - Магистратура
- 05.04.01: Геология
ГРНТИ:
Скопировать запись
Фрагмент текстового слоя документа размещен для индексирующих роботов.
Для полноценной работы с документом, пожалуйста, перейдите в
ридер.
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Сибирский федеральный университет А. К. Битнер ГЕОХИМИЯ НЕФТЕЙ И ГАЗОВ ЦЕНТРАЛЬНОЙ СИБИРИ Монография Красноярск СФУ 2020
УДК 550.4:553.98(292.512.3) ББК 26.304(253.7) Б662 Р е ц е н з е н т ы: В. Е. Тарабанько, доктор химических наук, главный научный сотрудник лаборатории процессов синтеза и превращений углеводородов Института химии и химической технологии Сибирского отделения Российской академии наук (ИХХТ СО РАН); В. Т. Изаров, кандидат геолого-минералогических наук, академик Российской академии естественных наук, советник генерального директора «Нефтяной компании ,,Спектрум”» Битнер, А. К. Б662 Геохимия нефтей и газов Центральной Сибири : монография / А. К. Битнер. – Красноярск : Сиб. федер. ун-т, 2020. – 264 c. ISBN 978-5-7638-4319-4 Рассмотрены вопросы геохимии нефти и газа углеводородных систем кембрия, венда и рифея в пределах платформенной части Центральной Сибири. Приведены физико-химические параметры нефти, газа и конденсата, углеводородный и фракционный состав флюидов большинства месторождений Центральной Сибири, описаны факторы возможного современного газообразования. Определены степень метаморфизма и зрелости углеводородных систем и их геологический возраст, оценены ресурсы углеводородов сложного состава, являющихся сырьем для развития нефте- и газохимии. Предназначена для научных работников, геологов, геохимиков, может быть интересна студентам геологических специальностей. Электронный вариант издания см.: УДК 550.4:553.98(292.512.3) http://catalog.sfu-kras.ru ББК 26.304(253.7) ISBN 978-5-7638-4319-4 © Сибирский федеральный университет, 2020
ОГЛАВЛЕНИЕ Принятые сокращения .............................................................................5 Принятые обозначения .......................................................................... 10 Введение .................................................................................................... 12 1. Геохимия пластовых флюидов нефтегазовых систем Байкитской антеклизы .......................................................................... 17 1.1. Рифейские толщи Юрубчено-Тохомского месторождения ............ 20 1.1.1. Физико-химические параметры и состав газов рифейских и вендских толщ .................................................. 20 1.1.2. Свойства и фракционный состав нефти ............................... 27 1.1.3. Углеводородный состав дистиллятных фракций нефти ...... 30 1.1.4. Насыщенные циклические соединения – «биомаркеры» юрубченской нефти ................................................................. 40 1.2. Рифейские отложения Куюмбинского месторождения .................. 45 1.2.1. Физико-химические свойства и состав газов ....................... 45 1.2.2. Свойства и углеводородный состав конденсатов ................. 48 1.2.3. Физико-химические свойства и углеводородный состав нефти ............................................ 51 1.3. Оценка качества нефти залежей Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. Товарные качества юрубченской нефти ....... 57 1.4. Углеводородные флюиды вендских продуктивных толщ .............. 63 1.5. Насыщенные циклические соединения – «биомаркеры» шушукской нефти ............................................................................... 79 2. Углеводородные системы Катангской седловины ........................ 86 2.1. Состав и свойства газов единичных скоплений .............................. 86 2.2. Газовые и газоконденсатные системы терригенного венда ........... 88 2.3. Свойства нефти из единичных проявлений на перспективных площадях ........................................................... 107 3. Геохимический облик углеводородных скоплений Бахтинского мегавыступа ................................................................... 110 3.1. Физико-химические свойства, состав газов и конденсатов ......... 111 3.2. Физико-химические свойства и углеводородный состав нефти ..................................................... 124 3.3. Геохимические особенности жидких углеводородных флюидов ............................................................... 136
Оглавление 3.3.1. Особенности индивидуального состава фракции н. к.–125 °С конденсата ........................................ 138 3.3.2. Особенности индивидуального состава фракции н. к.–125 °С нефти ................................................. 147 3.3.3. Метановые углеводороды нефти и конденсатов ................ 149 3.4. Сераорганические соединения в нефтях и конденсатах и качество моктаконской нефти ...................................................... 154 3.5. Товарные качества продуктов из моктаконской нефти ................ 159 4. Геохимия углеводородных систем Курейско-Бакланихинского мегавала .............................................. 164 4.1. Особенности состава и свойств газов ............................................ 165 4.2. Конденсаты и их геохимический облик ......................................... 170 4.3. Геохимические особенности нефтей .............................................. 178 5. Геохимический облик природных газовых систем зоны Ангарских складок ..................................................................... 189 5.1. Особенности состава и свойств газовых систем ........................... 189 5.2. Состав и свойства конденсатов ....................................................... 198 6. Процессы формирования и разрушения углеводородных систем и ресурсы высокотехнологичного нефтегазового сырья Центральной Сибири .................................... 200 6.1. Метильные и метиленовые группы углеводородов ...................... 202 6.2. Геологические и геохимические процессы формирования углеводородов сложного состава .................................................... 206 6.3. Процессы осернения нефтей и конденсатов ................................. 214 6.4. Температуры углеводородных систем ........................................... 218 6.5. Возраст углеводородных систем .................................................... 220 6.6. Геолого-геохимические процессы современного нефтегазообразования ............................................. 235 6.7. Высокотехнологичные ресурсы углеводородов и гелия .............. 240 Заключение ............................................................................................. 251 Использованная литература ............................................................... 254
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ А – ароматический АСК – активированный силикагель колоночный Б – бензол БЦП – бутилциклопентан ВЕСЭ МПГ – Всероссийский ежегодный семинар по экспериментальной минералогии, петрологии, геохимии ВНИГНИ – Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт ВНИГРИ – Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт ВНИИОЭНГ – Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности ВНИИНП – Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти ВНИИУС – Волжский научно-исследовательский институт углеводородного сырья ВНИИЯГГ – Всесоюзный научно-исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии ВНК – водонефтяной контакт ВостСибНИИГГиМС – Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ВР – растворенный в воде газ ВСЕГЕИ – Всероссийский научно-исследовательский геологический институт ВСТО – нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан ВУ – вязкость условная Г – газовое ГЕОХИ РАН – Институт геохимии и аналитической химии имени В. И. Вернадского Российской академии наук ГЖХ – газожидкостная хроматография ГК – газоконденсатное
Принятые сокращения ГКМ – газоконденсатное месторождение ГМ – газовое месторождение ГН – газонефтяное ГНМ – газонефтяное месторождение Гипровостокнефть – Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности ГОСТ – государственный отраслевой стандарт Гп – гептан ГПКК – государственное предприятие Красноярского края ГФ – газовый фактор ДМБ – диметилбутан ДМГ – диметилгексан ДМД – диметилдекан ДМГп – диметилгептан ДМН – диметилнонан ДМО – диметилоктан ДМП – диметилпентан ДМПр – диметилпропан ДМС – демеркаптанизация сероводорода ДМЦГ – диметилциклогексан ДМЦП – диметилциклопентан ЗНГН – зона нефтегазонакопления ЗСБ – зондирование становлением поля в ближней зоне ИВ – индекс вязкости ИК – инфракрасный ИНГГ СО РАН – Институт нефтегазовой геологии и геофизики имени А. А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук ИПТЭР АН РБ – Институт проблем транспорта энергоресурсов Академии наук Республики Башкортостан ИСУ – изотопный состав углерода ИТК – истинная температура кипения ИХХТ СО РАН – Институт химии и химической технологии Сибирского отделения Российской академии наук КГФ – конденсатно-газовый фактор
Принятые сокращения КИИ – комплект испытательного инструмента к. к. – конец кипения КМ – керосино-масляная фракция КНИИГиМС – Красноярский научно-исследовательский институт геологии и минерального сырья Кс – ксилол ЛФЗ – литолого-фациальная зона М – метил/метановый МА – метано-ароматический МБ – метилбензол/метилбутан МГ – метилгексан МГп – метилгептан МГУ – Московский государственный университет МДк – метилдекан МН – метилнонан / метано-нафтеновый МНТК – межотраслевой научно-технический комплекс МО – метилоктан МОГТ – метод общей глубинной точки МП – метилпентан МПрБ – метилпропилбензол МПрЦП – метилпропилциклопентан МЦГ – метилциклогексан МЦП – метилциклопентан МУ – метилундекан МЭ – метилэтил МЭБ – метилэтилбензол МЭГ – метилэтилгексан МЭГп – метилэтилгептан МЭП – метилэтилпентан МЭЦГ – метилэтилциклогексан МЭЦП – метилэтилциклопентан Н – нефтяное/нафтеновый НГ – нефтегазовое НГК – нефтегазоконденсатное НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение НГМ – нефтегазовое месторождение НГО – нефтегазоносная область
Принятые сокращения НГП – нефтегазоносная провинция Не обн. – не обнаружены Не опр. – не определялись н. к. – начало кипения НМ – нефтяное месторождение НО – нефтяная оторочка НЦ – научный центр НЧ – нечетный ОБ – бисоктан ОВ – органическое вещество ОКБО – оксибисоктан ОСР – общее сейсмическое районирование ОСТ – отраслевой стандарт Отс. – отсутствуют П – попутный газ ПГО – производственное геологическое объединение ПНГ – попутный нефтяной газ ПрБ – пропилбензол ПрЦГ – пропилциклогексан ПрЦП – пропилциклопентан РН – растворенный в нефти газ РОВ – рассеянное органическое вещество РО РААКИ – Региональное отделение Российской ассоциации аллергологов и клинических иммунологов С – свободный газ СГР – самостоятельный газоносный район СКО – соляно-кислотная обработка Сл. – следы СНГР – самостоятельный нефтегазоносный район СНИИГГиМС – Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья СО РАН – Сибирское отделение Российской академии наук СП – спонтанный газ СЩС – сернисто-щелочные стоки Т – толуол т– транс
Принятые сокращения ТБ – трибензол ТМБ – триметилбутан ТМГ – триметилгексан ТМП – триметилпентан ТМЦГ – триметилциклогексан ТМЦП – триметилциклопентан ТрМЦП – тетраметилциклопентан УВ – углеводороды ХБА – хлороформенный битумоид А ц– цисЦГ – циклогексан ЦП – циклопентан Ч – четный ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов Э – этил Эб – этилбензол ЭГ – этилгексан ЭП – этилпентан ЭПР – электронно-парамагнитный резонанс ЭРОУ – эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе ЭЦГ – этилциклогексан ЭЦП – этилциклопентан ЮТМ – Юрубчено-Тохомское месторождение ЯМР – ядерный магнитный резонанс MSK – шкала интенсивности землетрясений Медведева – Шпонхойера – Карник PDB – Pee Dee Belemnite (Пи Ди Белемнит)
ПРИНЯТЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ С3 – пропан С4 – бутан Сорг – органический углерод CPI – индекс предпочтений углерода (carbon preference index) HI – удельное содержание свободных УВ Hh – гомогопан i-С4 – изобутан n – ρ – M – показатель преломления n, плотности ρ, молекулярной массы М n-С4 – н-бутан n-С5 – н-пентан n-С6 – н-гексан n-C7 – н-гептан n-C8 – н-октан n-C9 – н-нонан n-С10 – н-декан n-С11 – н-ундекан n-С12 – н-додекан n-С13 – н-тридекан n-С14 – н-тетрадекан Nf – нафтеновый фон OPI – индекс продуктивности Рнас – давление насыщения Рпл – давление пластовое Ph – фитан Ppm – единица измерения концентрации, млн–1 (parts per million) Pr – пристан r – коэффициент корреляции S1 – свободные УВ до 300 °С S2 – углеводородные продукты пиролиза керогена и смолистоасфальтеновых веществ, 300–650 °С St – стераны St27 – холестан St28 – метилхолестан
Принятые обозначения St29 – этилхолестан St30 – пропилхолестан Тmax – максимальная температура при пиролизе Тпл – пластовая температура terp – терпаны Z – полуэмпирический коэффициент αα – биостераны βα – диастераны ββ – изостераны η – вязкость ν – кинематическая вязкость ρ – плотность Кж – коэффициент жирности газов Кзр – коэффициент зрелости газов Кизо – коэффициент изомеризации КмС6 – коэффициент В. К. Шиманского Кпент – пентановый коэффициент Ку – упрощенный коэффициент качества Пн – степень превращенности нефти Т1, Т2 – коэффициенты К. Томпсона
ВВЕДЕНИЕ Центральная Сибирь – часть Сибирского региона между 80 и 108° восточной долготы в бассейне р. Енисей, совпадающая с Красноярским краем. Это уникальная территория России, где на западе Сибирской платформы открыт целый ряд месторождений нефти и газа, локализованных в породах-коллекторах кембрия, венда и рифея. К этим месторождениям в первую очередь относятся уникальные по геологическому строению Юрубчено-Тохомское (ЮТМ) и Куюмбинское, Собинское месторождения нефти и газа, которые являются объектами начатого промышленного освоения и поставщиками продукции в трансрегиональный нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). Месторождения углеводородного сырья рифейских и вендских пород-коллекторов Центральной Сибири содержат легкие беспарафиновые нефти и гелиеносные конденсатные газы. Залежи сероводородных газов, ароматико-метановой нефти и газового конденсата, выявленные на левобережье р. Нижней Тунгуски в карбонатах кембрия, сдерживают развитие геолого-поисковых работ в этой достаточно высокоперспективной части Центральной Сибири, что требует установления генезиса данного вида сырья и предложений по его переработке. Наиболее значимыми проблемами при прогнозе нефтегазоносности протерозойских комплексов во всех регионах мира, в том числе и на западе Сибирской платформы, являются: генезис нефти и газа в древних породах, сохранность залежей углеводородов (УВ) в терригенно-карбонатных и карбонатных породах протерозоя. На Анабарской антеклизе и Турухано-Норильской гряде открыты месторождения битумов, которые также могут стать потенциальными объектами изучения вопросов их происхождения и разработки критериев поисков УВ в погруженных толщах рифея – кембрия на удаленных склонах этой древней структуры Сибирской платформы. В нефтегеологическом отношении Центральную Сибирь охватывает западная часть Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции – НГП (рис. В.1), в составе которой с севера на юг выделяются следующие