2
Оглавление
Список рисунков......................................................... 4
Список таблиц............................................................7
Введение................................................................9
Глава 1. Происхождение серы нефтей и формирование ее изотопного остава..............................................................13
1.1. Вариации содержания серы и состав сераорганических соединений в нефтях................................................13
1.2. Существующие представления об образовании сераорга-
нических соединений..........................................20
1.3. Факторы, определяющие изотопный состав серы нефтей..........25
1.3.1. Генетические факторы......................................25
1.3.2. Вторичные факторы.........................................27
Глава 2. Изотопный состав серы как критерий генетических корреляций нефтей.............................................................30
2.1. Закономерности изменения изотопного состава серы в разных по геологическому строению регионах..........................32
2.1.1. Пермский регион (Польша)...................................32
2.1.2. Тимано-Печорский регион....................................45
2.1.3. Западно-Сибирский регион...................................61
2.1.4. Прикаспийский регион.......................................75
2.2. Информативность изотопного состава серы как генетической
характеристики нефтей в разных геологических условиях..........89
Глава 3. Проблема генезиса сероводорода и прогноза его содержания
в углеводородных скоплениях....................................93
3.1. Распространение и пути образования сероводорода в осадочной толще......................................................93
3.2. Механизмы генерации сероводорода при термохимической рудукции сульфатов...........................................101
3.3. Закономерности изменения концентрации сероводорода в газах и особенности состава сероводородсодержащих флюидов в глубокозалегающих сульфатно-карбонатных комплексах отложений........................................................111
3
3.3.1. Амударьинский регион......................................112
3.3.2. Тимано-Печорский регион..................................121
3.3.3. Прикаспийский регион..................................... 125
3.4. Факторы, контролирующие масштабы генерации сероводорода
при ТСР.........................................................132
3.5 Модель генерации и накопления сероводорода в глубоко залегающих сульфатно-карбонатных комплексах отложений и критерии прогноза содержания сероводорода в углеводородных скоплениях.......................................................139
3.6 Прогноз содержания сероводорода в свободных газах глубокозалегающих сульфатно-карбонатных комплексов Прикаспийского. Тимано-Печорского и Амударьинского регионов.............. 142
Заключение............................................................ 156
Список литературы......................................................160
16
сераорганических соединений в их составе: (1) нетиофемовая сера; (2) тиофены; (3) бензотиофены; (4) дибензотиофены; (5) бензонафтотиофены; (6) неидентифицированная сера. Подразделив изученные нефти на 3 группы по степени зрелости на основании данных об их составе и условиях залегания эти исследователи отметили, что наименее зрелые нефти, содержащие наибольшее количество серы, относительно обогащены нетиофеновыми, термическими нестойкими соединениями; самые зрелые и наименее сернистые нефти - более термически стабильными соединениями, такими как дибензотиофены. Они показали, что отношение бензотиофен/дибензотиофен уменьшается с ростом зрелости нефтей. Кроме того, было отмечено, что: (1) наиболее зрелые нефти подразделяются на два подтипа - один с низким содержанием тиолов, другой с высоким; (2) высокотиоловый подтип встречается только в глубокопогруженных карбонатных резервуарах, ассоциирующихся с эвапоритами и содержащих сероводород [Но и др, 1974].
Таким образом, характер изменения содержания общей серы и состава сераорганических соединений в нефтях по мере роста их термической преобразованности (зрелости) зависит от состава пород, слагающих глубокопогруженную часть продуктивного разреза. В тех случаях, когда она представлена сульфатно-карбонатными отложениями нарушается "нормальная" направленность изменения рассматриваемых характеристик нефтей, обусловленная потерей серы в результате термодеструкции менее термически стабильных соединений. В глубокопогруженных отложениях вновь появляются нефти и конденсаты с большим содержанием серы, по сравнению с залегающими на меньших глубинах, а в составе сераорганики - термически менее стабильные соединения. По Орру специфика состава флюидов в этом случае связана с процессами термохимической сульфатредукции (TCP), сопровождающейся внедрением серы в углеводороды [Orr, 1974]. Поскольку этот процесс считается ответственным за образование крупных скоплений сероводорода в глубокопогруженных сульфатно-карбонатных комплексах отложений, его анализу посвящен специальный раздел в главе 3.
В терригенных и карбонатных разрезах, не содержащих сульфатных пород, сернистость нефтей закономерно снижается с ростом глубин залегания резервуаров и пластовых температур. Эти изменения сопровождаются увеличением доли относительно более термостабильных соединений в составе сераорганики.
17
Параллельные исследования нефтей и экстрактов из пород (битумоидов) показали одинаковый характер изменения состава сераорганических соединений в тех и других с увеличением глубин залегания пород и температур [Рабке и др. 1982; ЬвуМаеивег и др.; 1988; всЬои и Мубг, 1988; БтптдЬе Оап^е и др., 19896; СбакИтакбсИеу и БигиИ, 1995а].
Таким образом, наблюдаемые изменения в составе сераорганических соединений нефтей могут быть связаны как с их термическими преобразованиями в залежах, так и с поступлением в более глубоко залегающие ловушки флюидов, генерированных более зрелыми материнскими породами. На основании этих наблюдений было предложено использовать ряд параметров, характеризующих соотношение между дериватами тиофенов. в качестве показателей зрелости нефтей.
В результате изучения влияния разных факторов на общее содержание и относительное распределение сераорганических соединений в нефтях было установлено, что эти характеристики связаны не только со зрелостью, но и с типом органического вещества и фациальными особенностями нефтематеринских пород.
Еще ранними работами по изучению геохимии седы (Деменкова и др., 1958, 1969] на основании исследований в ряде регионов СССР была выявлена прямая связь между содержанием серы и других гетеросоединений в нефтях и типом органического вещества пород, с которыми они генетически связаны. На основании полученных результатов названные исследователи предположили, что высокосернистые и малосернистые нефти соответствуют двум независимым типам органического вещества и образовались в разных геохимических условиях.
Работами Панкиной по многим регионам СССР с помощью изотопных исследований показано, что степень осерненности нефтей в значительной мере зависит от условий в бассейнах накопления будущих нефтематеринских пород. Образование высокосернистых нефтей связано преимущественно с замкнутыми осолоняющимися бассейнами, часто с сероводородным заражением. Под влиянием условий залегания содержание серы в нефтях может измениться, однако чаще нефти сохраняют присущую им изначально высокую или низкую сернистость [Панкина, 1978].
Связь высокосернистых нефтей с высокосернистым керогеном зафиксирована во многих работах по разным регионам мира [Тиссо, Вельте,
- Київ+380960830922