Дек 14
На севере Западной Сибири расположена группа месторождений с вязкой нефтью в сеноманских отложения. Наиболее известные Русское, Мессояхское, Северо-Комсомольское, Ван-Еганское. Все залежи такого типа массивные с подстилающей водой и газовой шапкой. Кто-нибудь знаком с природой образования этой нефти? Почему нефть в этих пластах вязкая, чем это обусловлено с геологической точки зрения? Геологи знакомые с проблематикой посоветуйте пжлст правильную литературу по этому поводу.
Опубликовано
30 Дек 2014
Активность
12
ответов
6545
просмотров
8
участников
4
Рейтинг
имхо, пластовое давление будет на порядок ниже давления насыщения, в связи с чем нефть, присутствующая в жидкой фазе будет разгазирована. Все лёгкие компоненты будут в газовой шапке.
Возможно также залежи формировались в два этапа: сначала нефтью, которая потом дегазировалась, газ и легкие фракции мигрировали из залежи, сама же нефть начала окислятся, на втором этапе вновь ловушка заполнилась уже новым мигрировавшим снизу газом, но растоврится в нефти ему уже не хватило давления.
Это всего лишь гипотеза без анализа материала. С удовольствем узнаю как там на самом деле всё обстоит.
Насколько мне изввестно нефти Сеномана (Покурской свиты) являются высоковязкими благадоря своему составу, который в свою очередь определялся условиями формирования этих нефтей и условиями их вторичных изменений.
Вероятнее всего нефти этого комплекса образовались из органического вещества расположенного в этом же комплексе, а это преимущественно континентальные угленосные отложения верхов Покурской свиты. Водоносный Сеноманский комплекс является изолированным от нижнемеловых отложений, что исключает возможность связи или миграции вод или углеводородов из нижележащих нижнемеловых комплексов. В настоящее время известно множество геохимических показателей (от состава нефти, биомаркеров до изотопного анализа) подтверждающих эту версию. Следует заметить, что такие отложения во всем мире рассматриваются как преимущественно газогенерирующие толщи.
Однако не это явилость основным основным фактором в определении свойств Сеноманской нефти. Важнейшими фактором в данном случае стала геологическая история этой нефти. Нефтематеринские отложения в этом районе Западной Сибири не претерпели значительных термических изменений. Изучение степени преобразавания углей этой свиты показывает, что ОВ не дошло до стадии нефтяного окна (или главной зоны нефтеобразования по Российской терминологии). Это установлено прямыми измерениями отражающей способности витринита (а углей в этой толще предостаточно). Максимальные палео-температуры этих отложений довольно низкие, что также подтверждено многочисленными данными пиролиза на приборах типа рокк-эвал. А это значит, что эти нефтегазоматеринские породы не могли генерировать нормальную нефть. В основном эти породы могли генерировать газ и так называемую незрелую нефть (в небольших количествах). Причем газ ранних генераций ( не газ газового окна или главной фазы газообразования) обычно имеет метановый состав (до 99% метана) и специфические изотопные характерисктики. Незрелые нефти континентальных толщ также имеют специфичный состав. По этой теме в РФ защищено много диссертаций и в общем то смотрится вполне логичной историей.
Другим фактором , влияющим на свойства нефти явилась биодеградация. Дело в пом, что в пост-палеогеновое время этот район испытал значительные поднятия и область нефтенакопления стала доступна для определенных бактерий. Биодеградированные нефти легко выявить по составу индивидуальных УВ в нефти. Страдают при этом в основном легкие фракции содержащие нормальные УВ.
Я думаю, что в РФ существует множество книг и статей на эту тему и наверное даже поиск в гугле даст интересные результаты.
В двух словах основных причин две - либо недозрела, либо биодеградировала
Факт. Нефть Русского проявляет признаки биодеградации на хроматограмме.
Спасибо за мнения. С биодеградацией гипотеза интересная. Т.е. бактерии съели легкие фракции, а тяжелые для них не очень вкусные, они их оставили. Бактерии должны быть так как глубины не большие, плюс наблюдались подъемы отложений. Незрелость самой нефти, на мой взгяд, как-то не очень убедительно выглядит, т.к. тот же бажен в местах так называемого нефтяного окна генерит легкую нефть. А там где порода "не дозрела" отмечается наличие большого кол-ва керогена и битуминозность. В сеномане же речь идет не о битуминозности (вязкость несколько тысяч сПз), а о высокой вязкости (до 200-300 сПз). Было бы все-таки здорово прочитать авторитетную литературу по этому поводу.
Бактерии хипстеры едят только легкие "салаты" =)
На хроматограмме отсутствуют легкие фракции практически до С10 и практически нет пиков нормальных парафинов.
Это не гипотеза, а факт. Обратитесь в ТННЦ, вам подтвердят.
1. Да, отложения баженовской свиты , расположенные в определенных термобарических условиях продолжительное геологическое время генерируют легкую нефть. Все правильно. Но какое это имеет отношение к незрелости нефти в Сеномане я не понял. Сеноман и Бажен имеют разный генезис (континентальный против глубоководно-морского), разный тип ОВ, разную термобарическую историю...
2. Порода "не дозрела" это не правильно. О зрелости породы можно говорть в литологическом подтексте (о изменении минералогического состава и компановки компанентов). Когда мы говорим о генерации нефти и газа, речь как правило идет о зрелости органического вещества. А степень зрелости органического вещества не связана с процентным содержанием керогена. Наличие керогена определяется условиями осадконакопления и постседиментационными условиями в истории осадочной породы. Наличие битуминозности в породе не определяет степень зрелости. Надо определить сначала, что такое битуминозность и какой ее состав. Визуальное присутствие битумоподобных веществ можно отметить во всех толщах от Сеномана до Нижней Юры а разрезе ЗС.
3.О битуминозности в Сеномане и не велся разговор. Вопрос был о нефтях. Незрелые нефти и битумы это разные вещи с различным сосавом, историей и т.д.
Товарищ, Expat, вы все правильно говорите, но с вами никто и не спорил. О зрелости породы я и говорил в литологическом подтексте. Просто предпочитаю использовать более простую терминологию. Вы ведь ничего не сказали о нефтематеринских породах для сеноманских залежей, поэтому я, как не геолог, провел параллель с знакомой мне баженовской свитой. Что касается битуминозности, то в случае нефтематеринского бажена, как правило, имеют в виду кероген, который по своему внешнему виду очень напоминает битум. В сеноманском керне подобного "битуминозного" вещества не наблюдал. Если бы отправили к авторитетному автору книги/статьи, чтобы ознакомится с вопросом более глубоко, то был бы вам признателен.
Nemirik , согласен, я не очень корректно написал. Но посоветовать литературу к сожалению не смогу. Я уже давно не занимаюсь этой темой. Я думаю здесь на форуме сидят люди с Тюмени, которые занимаются этим по работе и могут подсказать.
На прошлой неделе всплыл вопрос про биодеградации, вязкую нефть, наклонные контакты и недонасыщенные блоки залежей. Коллеги посоветовали основательную статью про иранское месторождение Азадеган (NB не читать название три раз подряд, дабы не вызвать диавола!) там со всех сторон проблема рассмотрена. Genetic mechanism and development of the unsteady Sarvak play of the Azadegan oil field, southwest of Iran. Сылка на статью https://rd.springer.com/article/10.1007/s12182-016-0077-6