Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геохимия порфириновых комплексов и микроэлементов в связи с прогнозом качества нефтей

ВАК РФ 04.00.02, Геохимия

Автореферат диссертации по теме "Геохимия порфириновых комплексов и микроэлементов в связи с прогнозом качества нефтей"

РГ6 од

'Всероссийский ордена Трудового Красного Знамейи нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)

На правах рукописи

Бакирова Светлана Федоровна

геохимия покйриновых комплексов и микроэлементов в связи с прогнозом качества НЕФТЕЙ

(на примере Западного Казахстана)

Специальность - 04,00.02 - Геохимия

Автореферат диссертации,представленной на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург , 1993г

Работа выполнена в институте химии нефти и природных солей Национальной Академии наук Республики Казахстан

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук

Грибков В.В. СВНИГРИ),

доктор геолого-минералогических наук Белоконь' Т.В. (КамНИИКИГС ОГО "Недра"),

доктор геолого-минералогических наук Азнабаев Э.К. (Зап.-Казахстанское отд.HAH PK);

Ведущее предприятие: Институт геологии и разработки горючих ископаемых Миннефге-газпрома и РАН (ИГиРГИ), г.Москва

Защита состоится "Ж" ¿г. в час.

на заседании специализированного Совета Д.071.02.01. при Всероссийском ордена Трудового Красного Знамени нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: I9II04 г.Санкт-Петербург, Литейный пр.,39, ВНИГРИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан 1993 г.

Ученый секретарь специализированного Совета Д.071.02.01,

кандидат геол.-минерал.наук А.К.Дертев

общая характеристика равиты

Актуальность. Прогресс в развитии проблемы генезиса нефти в значительной степени обеспечен использованием результатов исследований состава микроэлементов и представителей отдельных классов»таких как серо- и азоторганические соединения.

Наряду с органогенными элементами (С,Н,0, /)/,£) в нефтях обнаружены более 60 микроэлементов,многие из которых принимают участие в формировании состава углеводородных скоплений в недрах и играют немаловажную роль в процессах нефтепереработки.

Значительную информацию об условиях формирования нефтяных залежей несут порфириновыв комплексы.Использование данных о составе и строении порфиринов для реконструкции геологической истории нефти,выяснение закономерностей их распространения и структурных особенностей при решении вопросов миграции углеводородов, их генезиса и условий формирования залежей является актуальным направлением исследований.

Эти данные необходимы при решении комплексных геолого-геохимических задач,связанных с увеличением разведанных запасов нефти,совершенствованием теоретических основ оценки их качества и поиск новых перспективных зон с нефтями прогнозированного состава.

С другой стороны,как порфирины.так и микроэлементы все шире применяются в технике,технологии,медицине,химии,поэтому поиск нетрадиционных источников микрокомпонентов имеет важное значение и связан с более полным,рациональным и комплексным освоением и использованием полезных ископаемых.

В результате актуальность работы определяется как необходимостью решения вопросов генезиса к формирования месторождений нефти,так возможностью прогнозирования их качества по составу гетерокомпонентов,а также - поиска новых эффективных способов извлечения их иа углеводородного сырья.

Целью работы являетсявыяснение качественного и количественного состава гетероэлементов,закономерностей их распределения в нефтях Западного Казахстана на базе комплексного изучения их, решение фундаментальных вопросов генезиса»миграции и аккумуляции углеводородов,оценка качества нефтей и перспективных зон на Яииек нефтей,обогащенных впадаем,никелем,а также разработка новых эффективных способол их извлечения.

Основные задачи исследования:

I. Выявление локальных и региональных закономерностей изменения состава микроэлементов и порфириновых комплексов.

2» Определение геохимических типов нефтей в Западном Казахстане по составу гетерокомпонентов.

3. Выяснение геохимических факторов,определяющих слстав и свойства нефтей и влияние их на формирование нефтяных месторождений.

4. Районирование территории Западного ¡Казахстана в соответствии с выделенными геохимическими типами нефтей .

5. Разработка способов извлечения ценных попутных компонентов из углеводородного сырья.

Научная новизна

К новым научным положениям теоретического и прикладного

характера,разработанным в диссертации,относятся:

1."На базе комплексного геохимического изучения нефтей Западного Казахстана (геологические данные об условиях залегания, со стар и распределение микроэлементов и порфириновых комплексов,структурно-групповой углеводородный состав нефтей,изотопия углерода нефтей ) более обоснованно определены представления о генезисе»намечены пути миграции,выяснены условия аккумуляции УВ.

2. Выявлены локальные и региональные закономерности изменения состава микроэлементов и порфириновых комплексов и основные факторы,влияющие на распределение и состав углеводородных скоплений.

3. Проведена типизация нефтей и районирование территории по составу гетерок'омпонентов.

4. Но результатам изучения структурных особенностей ванадило-вых и никелевых порфиринов обоснованы содержания ванадия

и никеля в нефтях Западного Казахстана.

5. Раэработаны рациональные способы извлечения ванадия и его соединений из углеводородного сырья.

Практическая значимость работы определяется:

1. Проведением геохимической типизации нефтей по составу гетерокомпонентов.

2. Районированием территории Западного Казахстана на основе выделенных геохимических типов нефтей.

3. Использованием результатов геохимических исследований при подсчете запасов нефтей новых месторождений.

4. Разработкой новых рациональных способов извлечения ванадия и его соединений из нефтяного сырья.

Реализация работы. Результаты разработок автора использованы при подсчете запасов ванадия в нефтях новых месторождений ,а также при подсчете запасов углеводородов с учетом сопутствующих микроэлементов.

Данные по содержанию ванадия и ванадилпорфириновых комплексов проходили апробацию на заседании ГКЗ при СовМин СССР (Протокол #7989 от 23.12.77 и » 8403 от 28.11.79).

Разработанные способы извлечения ванадилпорфириновых комплексов из УБ-сырья и очистки нефти от ванадия защищены авторскими свидетельствами.

Результаты анализа нефтей,их типизации в связи с оценкой их ванадизносности отражены в диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук по теме:"Геохимические особенности нефтей Западного Казахстана в связи с оценкой их ванадиеноскости"(1985г),изложены в тематических отчетах Института химии нефти и природных солей Национальной Академии наук Республики Казахстан за период 1976-1992 гг, в отчетах,выполненных в соответствии с темпла-нами хоздоговорных работ Производственного геологического 0б,1ед1шения,,АтыраунефтегазгеологияиС19Ь6-1993 гг) и Производственного Об"единения"Тенгизнефтегаз" Ц987г).

Об"ем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Имеет об"ем 2Т1 страниц текста , сопровождается 40 таблицами «иллюстрирована О" рисунками. Список использованной литературы составил 193 наименования.

В качестве приложения к работе приведена сводная таблица "кларковыхпзначений микроэлементов и их максимальные концентрации в нефтях некоторых нефтегазоносных регионов СНГ и Западного Казахстана, а также - "Карта типов нефтей Западного Казахстана".

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных Симпозиумах и конференциях:

- б -

-Бсес.кэнф.по химии и геохимии шрфиринов( Душанбе, 1977)

- " - " по физич.и координац.химии порфиринов(Иваново,1979)

- " - " по химии и применению лорфиршов(Ереван,1984)

- " - " по химии и биохимии порфиринов(Самарканд,1982) -3сес.семинар"0рг.вещество соврем.и ископ.осадков'ЧТашкент) Всес.конф.по химии не^ти и ВЫС(Томск,198э,1988) Международная конь, по химии нефти (Томск,1991)

- I Всесоюзном Симпозиуме по деметаллизации нефтей(Гурьев, 1963)

- Всесоюзная конференция "Нетрадиционные источники УВ-сырья" (Ленинград,1988)

-Всесоюзная конференция "Природные битумы и проблемы комплексного их освоения(Казань,1991)

- УН нефтехимический Симпозиум соцстран(Киев,1990)

- Международный Симпозиум"Нетрадиционные источники УВ-сырья" (Санкт-Петербург,1992)

По теме диссертации опубликовано более 60 печатных работ,в том числе - 2 монографии в соавторстве,4 авторских свидетельства.Основные работы опубликованы в журналах:"Геохи-мия","Нефтехимия"»"Геология нефти и газа","Вестник Академии наук Республики Казахстан","Известия АН РК-серии:хими.ческая, геологическая","Нефть и газ","Химия и технология топлив и масел".

Фактический материал. В работу включены результаты собственных исследований автора за период 1976-1993 гг.

Определение состава микроэлементов и порфириновых комплексов осуществлялось в плане тематических работ лаборатории гетероорганических соединений нефти liXH и ПС HAH РК.Количест-венное определение и хроматографическое фракционирование проводилось автором,а также С.М.Ягьяевой.Сероорганические соединения в нефтях Западного Казахстана исследовались при непосредственном участии научного сотрудника Буяновой Н.С.

й!асс-спекгрометрическое ■изучение структуры порфириновых комплексов проводилось в институте физики АН. Республики Беларусь при участии Л.И.Красовской-Аналитическая тонкослойная хроматография порфиринов на первых порах была выполнена б институте химии нефти СО РАН под рук-вом д.х.н. О.В. Се-уебренникоЕой. Состав микроэлементов определен нейтронно-

-активационным методом под руководстЕомкакд.хим.наук Алешина Г.Н. (ТО СНИИГГиМС).Спектральный анализ зольных остатков нефтей проводился во ВНИГШ под руководством д.геол.-мин.наук Грибкева В.В. ,а также в институте геологических тук им.¡{.И. Сатпаева АН FK под руководством члена-корр.АН НС Калинина С.К. Сведения об изотопном составе углерода нефтей получены при совместных работах с ВНИИ Геоинформсистем (Крылова Т.А.).

Использовано большое число анализов общих физико-химических свойств нефтей и конденсатов,выполненных в лаборатори-риях ЮК и ПС HAH Ш,ЦЛ Каэ.НИГЕИ.ЩИЛ ПО"ЭМБАНЕФТЬ\При написании работы автором учтены и использованы результаты гео-його-геофизических исследований нефтей,полученные коллективами геологов и геохимиков ВНИГРИ,Каз.НИГРИ,ПГО"Атыраунефте-газгеология", П0"Мангышла1Шефть" и "Ьмбанефть".КаэНИПИнефть.

В диссертации использованы опубликованные данные как отечественных,так и зарубежных исследователей,внесших вклад в развитие ьипросов геохимии иирфиринивыл комплексов и микроэлементов,химии порфиринов.Для разработки методики прогноза состава нефтей привлечено около 3000 анализов количественного определения металлопорфиринов,микроэлементов,серооргани-ческих соединений из более чем 500 месторождений,приуроченных к 20 нефтегазоносным областям и районам Прикаспийской впадины,Бузачинского региона и Цангьпглакской. области.

Детальные анализы (структура пэрфириновых комплексов, газо-жидкостная хроматография,изотопия углерода,структурно-групповой углеводородный состав нефтей методом ИКС,групповой состав сероорганических соединений)проведены в количестве 100 - 500 определений по каждому виду анализа.

Математическая обработка данных осуществлялась на ЭВМ ЕС - 1022 по программам,созданные яри участии инженера ПО "Эмбанефтьгеофизика" Логинова В.А.

При решении поставленных задач автор руководствовался теоретическими положениями,разработанными А.щ.Добрянским, В,А.Успенским,Н.Б.Вассоевичем,С.Г.Неручевым,П.Н.Деменковой, Т.А.Ботневой ,С.м.Катченковьм,Ц.С.ОтароОинцем,й.и.иооолеьы»;, и.и.Гильдбергом.

оолыиую роль в разработке теш сыграли исследования Е.Бейкера.Б.Тиссо,Д.Вельте,3.ь.Ильинской,Г.Е.-А.Айзенштадта,

Л.А. Гуляевой,В.И.Титова,Т.В.Белоконь,О.В.Серебренниковой,С.А. Пунановой,В.В.Грибксва.

Автор считает своим приятным долгом выразить признательность за ценные консультации,помощь и плодотворную критику канд.геол.-мин.наук Шеотоперовой Д.в.,канд.геол.-мин.наук Куандьгкову Б.М. ,члену-корр.НАН РК Калинину С.К.,докторам геолого-минералогических наук Айзенштадту Г,Е»А..Грибкову В.В., Азнабаеву Э.К. .главному геологу ПГ0"АНГТ" Искужиеву Б.А.

За помощь в экспериментальных исследованиях и технической подготовке работы автор благодарен сотрудникам лаборатории гетероорганических соединений нефти ИХН и ПС НАН РК.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе I "Современное состояние геолого-геохимической изученности нефтей Западного Казахстана" приводится краткий обзор работ по исследованию гетероорганических соединений в нефгях.Первыми такие работы были проведены Ленинградскими учеными в 50-60 годы на месторождениях Южно-Эмбинского нефтедобывающего района.Большинство исследователей освещали геологию региона,историю ее развития,а также-мияроэлементный состав нефтей.

С.М.Катченков,Н.И.Богородицкая,П.Я.Деменкова при изучении микроэлементов в нефтях Прикаспийской впадины отмечали связь их содержаний со смолистостью и геологическими условиями залегания недфей.

Следующим этапом в изучении гетерокомпонентов нефтей Казахстана были работы А.В.Котовой(1965,1967).Химическим пу-'тем был установлен обширный ряд элементов;ванадий,никель, германий,галлий.марганец,медь,бериллий,индии.которые также определены в пластовых водах и осадочных породах.Подтверждена взаимосвязь содержаний микроэлементов и физико-химических свойств нефтей.

Спектральные исследования микроэлементов в нефтях Южной Эмбы.Бузачинского поднятия,подсолевых нефтях Прикаспийской впадины проводились С.А.иунановои,и.К.Калининым,С.Е.Ча-кабаевым с соавторами,?.А.Твердовой,В.И.Кордус.Повышенные содержания ванадия в тяжелых нефтях Бузачинского свода отмечались В.В.Грибковым.И.С.Гольдбергом.

Микроэлементы в нефтях Хкяого Мангышлака изучались Н. Н.Гурко.отметившей связь геохимической природы малосернистых и высокопарзфинистых нефтей,содержаний в них ванадия и нике-келя с типом исходного органического вещества и фациальными условиями седиментации.

Р.П.Готтих,Е.С.Глотова с соавторами при изучении урана в нефтях востока и юго-востока прикаспийской впадины установили прямую зависимость ураноносносги нефтей от физико-химических свойств и условий залегания их.

Важным этапом в исследовании микроэлементов,выяснении закономерностей их связи с другими компонентами,в том числе- порфиринами, стала вышедшая в 1984 году в издательстве "Наука",Алма-Аты монография " Металлы в нефтях".

В главе 2 " Особенности геологического строения и размещения залежей нефти в Прикаспийском нефтегазоносном бассейне" дается общая характеристика геологического строения и нефтегазоносности Прикаспийской впадины и Бузачинского региона .отмечены особенности тектонического развития Прикаспийской впадины и ее бортовых зон.Северо-Бузачянского сводового поднятия и Мангышлакско-Устюртсной нефтегазоносной зоны.

Глава составлена по опубликованным и фондовым материалам. Этому вопросу посвящены фундаментальные исследования Д.В.Наливкина,Г.Е.-А.Айзенштадта,В.С.^епрова,А.Л.Яншина, А.И.Димакова,М.С.Крайчика,В.В.Грибкова,С.Е.Чакабаева,А.К.За-маренова я др.

Изученные районы в тектоническом отнояения принадлежат к генетически разнородным областям.Одна из крупнейших тектонических депрессий мира - Прикаспийская впадина является юго-востсчноЯ окраиной древней Восточно-Европейской платформы» Наиболее существенной особенностью,предопределившей своеобразие строения структур в пределах Прикаспийской впадины,явилась соляная тектоника,наложившая отпечаток на морфологию структур и затронувшая их генетические корни.

Мангышлакско-Устиртсяал нефтегазоносная область приурочена к северо-западной части молодои Турано-Скифской пли-ты.На морфологию структур и пространственное размещение кх в Мангнплакском регионе определенное влияние оказала располо-

женная к югу от него альпийская геосинклинальная область.Подчеркивается вероятность того,что различия в осадконакоплении для Прикаспийской впадины и Мангшлакского региона произошли вероятнее всего в палеозойскую эру.

Условия седиментогенеза в меэоэойсную эру для обоих регионов имели много общего.Однако.интенсивное проявление соляной тектоники на рубеже кайнозойской и мезозойской эпох повлияли на морфологию надсолевых структур.

В составе подсолевых палеозойских отложений юго-востока Прикаспийской впадины вццеляются два структурных этажа:ри-фейско-нижнепалеозойский и среднепалеозойско-артинский.Основными положительными тектоническими элементами здесь являются Бийкжальский свод.Южно-Эмбинское поднятие и Арман-Елемесская приподнятая зона.

Подсолевая часть осадочного чехла юго-восточной прибор-тобой зоны впадины характеризуется резкой литолого-фациальной изменчивостью как по площади,так по разрезу. На протяжении позднего палеозоя на данной территории сохранялись мелководно-морские и морские относительно глубоководные условия осад-кон&коплешяобусловившие формирование песчано-глинистых.кар-бонатно-глинистых и карбонатных отложений,благоприятных в ли-толого-фациальном отношении для нефтегазообразования.

В пределах восточной окраины Прикаспийской впадины поверхность фундамента и отложений палеозоя резко и круто по ступеням погружаются к центру впадины.Основным структурным элементом северного бортового уступа впадины является соляная гряда,вытянутая вдоль него

Тектонические особенности Прикаспийской впадины в локальном и региональном плане оказывали существенное влияние как на характер распределения промышленной нефтегазоносности, так и на свойства нефтей. Как отмечалось Г.Е.-А.Айзенштадтом, закономерность перехода типично масляных нефтей северной группы месторождений Южно-Эмбинского НГР (Доссор.Сагиз) в пре-игцутцественнз бензинссые логкяэ нзфти дкнэй группы (Кулсары, Косчагьи.Боракколь) при движении с севера на юг обусловлена особенностями тектогенеза этой части Прикаспийской впадины, выраженными в нарастании мощностей и глубин залегания продуктивных толщ в южном направлении,в зональном расположении соля-

них куполов разных типов,в различных условиях формирования структур в мезозойское и кайнозойское время.

На карте нефтегеологического районирования Западного Казахстана (по данным ВНИГИ1,Каз.НИГ™,ПГ0"АНГГ")ввделены три крупных региона: Прикаспийская нефтегазоносная провинция,Се-веро-Устюртская и Южно-Мангышлакская нефтегазоносные области.

В пределах Казахстанской части Прикаспийской впадини расположены Северо-Прикаспийская,Центрально-Прикаспийская, Восточно-Прикаспийская и Южно-Прикаспийская нефтегазоносные области (НТО).

По особенностям строения и нефтегазоноснэсти в каждой из отмеченных НГО выделены нефтегазоносные районы (НГР) и отмечены нефтяные и нефтегазовые месторождения.

Для Северо-Прякаспийсхой НГО установлена продуктивность только палеозойских,главным образом,подсолевнх карбонатных отложений: нижне-средне-девонский терригенно-карбонатный.вер-хне-девонско-нижнекаменноугольный (фаменско-турнейский) ,ниж-не-срвднекаменноугольиый (визейско-башкирский) и надверейский (каширо-артинский) карбонатные нефтегазоносные комплексы Ш1'Ю.

В Центрально-Прикаспийской нефтегазоносной области,занимающей центральную наиболее прогнутую часть впаднны,продуктивность связана с надсолевыми отложениями триаса,юрч,мела и неогена,в которых отмечены как неугиные.так и газовые залежи, приуроченные к соляным куполам.Центрально-Междуреченский НГР характеризуется наиболее крупными и интенсивно прорванными соляными куполами,наличием в верхней части осадочного чехла неогеновых глинистых разностей,перекрывающих присводовые к межкупольныа зоны мощным чехлом(600м).Иингизский НГР занимает левобережную часть реки Урал,в котором продуктивность связана с надсолевыми частями соляных куполов в отложениях мела,юры и триаса.

В Восточно-Прикаспийской НГО.занимающей восточную при-бэртовуы часть впадины.установлена продуктивность горизонтов как в надсолавых.так и в подсолевых отложениях. В подсолевом разрезе выделяются девонский карбонатный,верхкэ-девонско-ни-зшекаменноугольный терригвнный,нижне- среднекаменноугольный карбонатный и средне-Берхнекаменноуголькый карбонатный(КТ-1 к

КТ-П), а также - верхнекамедаоугольно - нижнепермский терри-генный нефтегазоносные комплексы. В надсолевых отложениях установлена продуктивность верхнепермского,триасового.юрского и нижнемелового терригенных комплексов.

Приводятся геологические разрезы наиболее типичных, характерных для определенных НГО и НГР нефтяных и газоконден-сатных месторождений.

Так.анализ особенностей геологического строения Кара-тобинского месторождения и сопоставление физико-химических свойств нефтей из над- и подсолевого комплексов свидетельствует об их идентичности и вероятности перетока нефти в мезозойские отложения из подсолевого комплекса.

Южно-Прикаспийская НГО занимает всю прибортовую часть Прикаспийской впадины,где располагается основная часть месторождений впадины.Залежи нефти и газа здесь приурочены практически ко всем частям осадочного чехла,от девона до неогена.

Северо-Устюртская НГО прилегает к Прикаспийской впадине с юго-востока и располагается между Каспийским и Аральским морями. В тектоническом отношении она занимает северо-западную часть Туранской плиты и состоит из двух крупных структурных элементов:Бузачинского сводового поднятия и Северо-Устюртской системы прогибов.

Отмечены особенности геологического строения отдельных месторожденийнебольшие глубины залегания продуктивных горизонтов,отсутствие мощных покрышек,сильная тектоническая раздробленность,неблагоприятная гидрогеологическая обстановка, способствующие разрушению месторождений.

Представленные материалы свидетельствуют о весьма разнообразных геологических условиях накопления углеводородов в недрах Западного Казахстана.которые накладывают свой отпечаток на состав и свойства нефтей и конденсатов.Учитывая различные условия седиментогенеза и генерации УВ,а также факт,что нефти в залежах претерпевают заметные геохимические превращения, становятся вполне понятными наблюдаемые различия физико-химического облика нефтей в пределах не только разных НГР,но и в пределах одного месторождения.

В главе 3 "Геохимические особенности распределения порфи-риновых комплексов в нефтях" дан краткий обзор работ по геохи-

мии порфиринов, в котором отражены взгляды исследователей на генезис нефтяных порфиринов,их уникальные свойства,определяющие геохимическое значение их как генетических индикаторов, свидетельствующих о связи нефти с исходным органическим веществом и условиями седиментогенеза.

Обобщен материал о составе и распространении порфирино-вых комплексов в нефтях ряда нефтегазоносных провинций:Западно-Сибирской,Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций, Ферганского НТВ,Западной Якутии.Сахалина,а также,по результатам личных исследований автора,и Прикаспийской нефтегазоносной провинции.Систематическое изучение металлопорфириновых комплексов в нефтях Западного Казахстана проводится в ИХН и ПС HAH PK с 1965 года.За истекшее время исследованию подвергались разновозрастные нефти всех без исключения нефтегазоносных районов Прикаспийской впадины,Мангышлака,Северного Устюрта и Бу-зачинского НГР более чем 400 месторождений.Целью проведенных исследований было выяснение основных геолого-геохимических факторов,конролирующих состав и распределение порфириновых комплексов,а также- типизация нефтей Казахстана по этому параметру.В результате - составлены схемы распределения ванадил-порфириновых комплексов в нефтях Западного Казахстана по отдельным стратиграфическим комплексам, а также на территории бывшего СССР.Приведенные схемы,основанные на фактическом материале .могут служить основой для прогноза содержаний ванадил-порфиринов и ванадия в нефтях новых разведываемых площадей,а также- для оценки перспектив нефтегазоносности,поскольку районы развития нефтей с максимальными содержаниями ванадилпорфи-ринов можно рассматривать как оптимально благоприятствующие для генерации УВ в залежи.

По концентрациям ванадилпорфириновых комплексов выделены 4 типа нефтей: 1-до 0,5 мг;11-до 5,0 мг;Ш- 5,0-10,0мг; 1У - более 10,0 мг/IOO г.Отмечены зоны и месторождения.нефти которых содержат никелевые комплехсы(рие.1)Л тип распространен в мезозойских отложениях Мездуречья Волги-Урала,в Централь-но-Эмбинской зоне Прикаспийской впадины,на Устюрте,Сахалине, Ферганском НТВ и Верхоянско-Вилюйской зоне. II тип составляют нефти подсолввнх толщ восточной и юго-восточной прибортовых зон,меловых осадков Междуречья,надсолевого комплекса Северо-

Рцс { г.гемп распределенияWM я неттц vc/ioe мне сшоьил чения ; т*тгпножсиш рроьиицио-^—^грлничо СНГ;

ШН ноиценгпццц и011, пг/мг ; О - город п ,

• о-о,Г; J4.0-, о, (-Йсгриглhí; г-/¡гымч,

»»->*>.0 -. -г. -A/i^-jaSO; l-T**K4tr;i.tâpm,i„cr;S KtUHí

-Эмбинской зоны,Предкавказья,севера Волгойральской провинции. Третья группа-это нефти восточной бортовой зоны,Бузачинского свода,Тимано-Печорской провинции,Северо-Черноморского НГБ, Каракумского бассейна.Четвертый тип распространен в мелу Бузачинского свода,в Волго-^Уральской,Западно-Сибирской,Таджикской депрессиях,Татарском своде и Камско-Кинельской зоне впадин. Отдельно отмечены нефти Азербайджана и Северо-Устюртской зоны Южно-Каспийсгсого НГБ,содержащие никелевые порфирины.В Кжно-Эмбинском НГР нефти песчаностых прибрежно-морских терригенных отложений карбона (Тортай) содержат никелевый комплекс.В северо-западном направлении по мере погружения толщ и перехода к более морским .фациям в нефтях появляется ванадиловый комплекс (Биикжал.Улькентобе).Повышенное содержание порфиринов и микроэлементов выявлено в нефтях Равнинного и на Тортае.Содержание ванадия в этих нефтях 20-80 г/т,а никеля -до 6 г/т;ванадилэ-вых и никелевых порфиринов соответственно,25 и 3 мг/ЮОг.

Общим признаком нефтей надсолевого комплекса впадины является незначительное содержание порфириновых комплексов и металлов.Минимальные концентрации ванадия,никеля и порфиринов установлены в мезозойских нефтях центральной части впадины,Северного Устюрта и Южного Мангышлака.Анализируя характер распространения порфириновых комплексов,автор отмечает,что нефти подсолевых отложений в целом более обогащены ванадилпорфирина-ми по сравнению с нефтями надсолевых пород.Показано,что для 15% проанализированных образцов подсолевых нефтей эти величины имеют нулевые значения.В большей части проб этих нефтей(.40%) содержание ванадилпорфиринов составляет 1,5-6,5 мг. В отличие от нефтей палеозоя,модальный интервал содержаний ванадиловых порфиринов для нефтей надсолевого комплекса составляет 0,1-1,6 мг,

Изучено влияние литологии нефтегазоносных толщ на содержание ванадия,никеля и порфириновых комплексов.Наибольшая концентрация УОр зафиксирована в нефтях карбонатных осадков. При переходе от морских мелководных к прибрежно-морским и континентальным осадкам содержание У0р снижается и в нефтях появляется никелевый комплекс.Указанные закономерности обусловлены генезисом исходного органичесиого вещества нефтематеринских толщ.Установлено,что в гумусово-сапропелевом веществе прибрежно-морских и континенгальных .£аций содержание ьанадклпор]«-

ринэв ниже,чем в морском сапропелевом ОВ.

Отмечена довольно сложная взаимосвязь концентраций порфиринов и глубины залегания нефти.Так,для нефтей Прикаспийской впадины в интервала глубин 200-2000 м не наблюдается связи содержаний вакадилпорфиринов с глубиной отбора проб.Лишь в нефтях Бузачинсхого региона,на небольших глубинах(300-500м),где развиты процессы гипергенеза.отмечены высокие концентрации вана-диловых порфиринов(около 60 мг).На глубинах 500-800 м отмечается снижение содержаний У0р до 2,0 мг(рис.З).Особо ярко это прослеживается для нефтей Бузачинского свода.Второй максимум содержаний ванадилпорфиринов(9.0 мг) фиксируется в интервале глубин 2800-4500 м,где расположены карбонатные коллектора.Далее с глубиной отмечается спад концентраций ванадилпорфиринов в нефтях независимо от литофациальных особенностей пород,что, вероятно,обусловлено влиянием пластовых температур,которые на глубине более 4500 м превышают 90°С.Величины палеотемператур на этих глубинах значительно выше(130-180°С).

Сведения о структуре порфиринов способствуют решению ряда геохимических задач.Установлено.что в результате микроби-ального окисления(0.В,Серебренникова,Т.В.Белоконь,1984)разруша-ются порфирины высокой молекулярной массы.при этом происходит перераспределение алкил- и циклоалкилпорфиринов.

Разрушение моноциклоалкилпорфиринов(М-2)наблюдается также при погружении продуктивных: горизонтов и возрастании пластовых температур в зоне катагенеза.Наряду с этим состав ванадилпорфиринов может изменяться при фильтрации нефти через пористые породы.

■ На основании данных тонкослойной хроматографии показано, что ванадилпорфирииы нефтей месторождения Жанажол представлены широким набором гомологов рядов М,М-2,М-4,М-6.Наблюдается увеличение с глубиной содержаний наиболее хроматографически подвижных гомологов ряда М,Изменение соотношения М-2/М носит вполне направленный характер и отражает степень катагенной преобразованное™ нефти.Рассматривая эти соотношения алкил- и циклоалкилпорфиринов для нефтей Кенкияка,можно отметить большее содержание непэлярных алкил-замещенных порфиринов в нефтях ни-жнеперлсклх отложений по сравнению с нефтями нижне-среднекамен-ноугодьных горизонтов.Такое хроматографическое поведение вана-

У.

40 1 30

20 . 10 . 0

А

ПИГ>()

М1

0.1 0/| ()/! 2ЗД

г

40 1 30 20 10

\[)[)г 0

15

П=240

0.1 0.4 1.Ь' М '¿Ы

Рис.2. Гистограммы распределения ванадил- и никельпорфириновых комплексов в нефтях Прикаспийской впадины. А - подсолевые отложения; Б - надсолевые отложения

о 1.0 го

40

•ш ш)

5

10

50

I

у

У(Н> МГ',о()г

е о но»,

о о о о »

*°«С * о

О о

о

ГП1 ПП2 Из

КМ

Рис.3. Распределение ванадилпорфиринов в нефгях Западного

Казахстана: 1,2 - терригенные и карбонатные отложения Прикаспийской впадины; 3 - терригенныо отложения Бузачинского региона

ф

дилпорфиринов подтверждает возможность протекания

процессов вертикальной миграции УВ в недрах.

Влияние факторов катагенеза и условий сохранности залежей на состав порфиринов отмечено при изучении нефтей Бузачин-ского свода.Выше отмечалось,что с погружением продуктивных пластов наблюдается уменьшение содержаний ванадилпорфиринов. Одновременно с этим происходит увеличение доли алкилпорфиринов и отношения М/М-2.Так,для нефтей Калгиз-Тобе.Каражанбас.Северные Бузачи,залегающих на глубине 320-380 м,эта величина колеблется от 0,74 до 1,9.В названных нефтях обнаружены гомологи рядов М-4,М-6,Ы-8.В нефтях более погруженных залежей Каламкас, Арман значения отношения М/М-2 увеличивается до 2,0.-2,6, и наибольшее количество алкилпорфиринов(ряд М)характерно для нефтей сводовых частей этих структур.Это свидетельствует о перераспределении наиболее подвижныхШ) порфиринов вверх по разрезу и накоплении полярных менее подвижных (N-2)гомологов в нижних частях разреза (Каламкас,25).

Наличие в составе ванадилпорфиринов нефтей месторождений Кара-Арна.Равнинное,Арман ,Жалгиз-Тобе.Каражанбас порфиринов "минорных" серий позволило предположить влияние на нефть процессов гипергенеза,происходящих в залежах,вследствии чего порфи-рины'с изоциклическим кольцом преобразуются в би-,три-циклозамещенные структуры.

Глава 4 "¿Микроэлементы в нефтях Западного Казахстана" содержит некоторые общие представления о генезисе микроэлементов в нефтях.Ордо из существующих представлений (А.А.Карцев, С.М,Катченков,Г.В.Белоконь,И.С.Гольдберг и др.)свидетельствует что большая часть присутствующих в нефтях микроэлементов попадает в нефть от исходного органического вещества,',".е.имеют сингенетичный характер( V, й?, Си, Сз, Сх, Мо, Д;, ¿"е, В ). Другие авторы считают их эпигенетичными.т.е.попавшими в нефть из пород и вод при ее миграции.

Анализируя данные по содержанию микроэлементов в нефтях и их кларковые значения для осадочных пород,автором показаны максимальные концентрации микроэлементов б нефтях Западного Казахстана по мезозойскому и палеозойскому комплексам отложений .Фактический материал представлен также в виде графика,где элементы ранжированы пс мере уменьшения их концентраций.Мини-

мальными значениями отличаются золото и элементы семейства лан-

п с.

тан о идо в (п.Ю - пЛОотличие от них,средние величины концентраций в нефтях кальция,натрия,железа составляют 50Л0~%. Содержание марганца,ванадия,никеля и цинка для подавляющего большинства образцов колеблется от 10,0 до 50,Ог/т.Остальные элементы присутствуют я незначительных количествах£рис.4).

В нефтях мезозойского комплекса Бузачинского свода отмечена преобладание железа,ванадия,никеля,хрома,лантана,европия,тантала,самария,селена,а в нефтях Прикаспийской впадины-марганца ,цинка,барик,церия,меди.титана.свинца,стронция.циркония.

Гистограммы распределения ванадия и никеля(рис.5).показывающие частоту встречаемости тех или иных концентраций,свидетельствуют ,что наибольшей частотой встречаемости в изученных нефтях обладает-концентрация ванадия 5,0-20,5г/т(50%) для неф-тей подсолевых отложений.Аналогично распределен ванадий в нефтях надсолевого комплекса.Для никеля наибольшую частоту встречаемости имеют значения 1,3-5,Ог/т(50%-в подсолевых,40%-в над-солевых нефтях).

Полученные автором и другими исследователями данные по содержанию микроэлементов в нефтях Западного Казахстана и различных нефтегазоносных провинций и областей СНГ позволяют выполнить сравнительный анализ их распространения.Так,в нефтях каменноугольных отложений Жаркамысского КГР(восточная прибор-тоЕал зона впадины) заметно преобладание ванадия(15,Ог/т) и никеля (3,0г/т) относительно нефтей подсолевого комплекса северной прибортовой зоны.

По сравнению с нефтями карбонатных коллекторов,нефти тер-ригенных отложений нижнего карбона и нижней лерми восточной прибортовой зоны преимущественно обеднены ванадием и никелем. В ряде проб нефтей из терригенных образований нижнего карбона и нижней перми юго-востока впадины отмечено преобладание никеля над ванадаем(Биик;кал^ортай,Равнишюе,Шольнара,Аккудук,Уль~ кентобе).В целом,для нефтей среднекаменноугольных отложений юго-востока Прикаспийской НГО заметна четкая св.таь содержаний аанадил и н/кэля с физико-химическими свойсвами.Длч нефтей нижнего карбона и перми такая связь не прослеживается.

Нефти триасового и юрского комплексов восточной при-

60( V

40 20

ВО 40 20

а

босого

о. ¿в I а\5

I оз> , 5.1 I вг/)

i i

б

£

Л/г

И1

г

ом и ¿0.5 ^ 0.3 .5.1 ,

I I

I

I I

Рис.4. Гистограммы распределения ванадия и никеля б нефтях подсолевых(А) и надсолевых(Б) отложений Прикаспийской впадины

100.0 -и т 10 н 0.1 о.о1 Н 0.001 0.0001

т

¡¡I

1

ш

по<1сол№ые мдсолевые „.овБузячи I .

I*

I

£

§

Г

0 а I На | Ва|Се'| И |вг | Со | РЬ |3п |Ьа |3е ) V) Аи V ге гп Сг Си Эг Аз Н1 Ко Аэ Ец - Йп Ьи

Рис.5. Микроэлементы в нефтях Прикаспийской впадины и Бузачинского НГР

бортевой зоны Прикаспийской впадины характеризуются невысокими значениями ванадия и никеля(до 8,Ог/т).причем наибольшие величины отмечены для смолистых,плотных,гипэргенно измененных нефтей.Нефти триасового комплекса Шингизского НГР отличаются повышенным содержанием никеля,достигающим 52 г/т,что мы связываем с особенностями состава исходного органического вещества.

Среднее содержание ванадия в нефтях надсолевого комплекса Центрально-Змбинского НГР составляет 8,0,а никеля- I,0г/т.Повышенные значения хрома,цинка,серебра,кальция,железа,самария,урана,золота отмечены для нефтей месторождений Кырыкмылтык,Кен5ай,Таган.Среди надсолевых нефтей впадины самыми высокими концентрациями ванадия и никеля выделяются нефти Южной Эмбы.

Рассмотренный материал позволил выделить два класса нефтей по распределению в нефтях ванадия и никеля:к первому относятся нефти с преобладанием ванадия над никелем,ко второму --с обратным соотношением.В первом классе выделены 4 группы: I- нефти с содержанием ванадия до 5,Ог/т.Преимущественно,эти нефти малосернистые,никель в них содержится в низких количествах. Во 2 группу входят нефти с содержанием ванадия до 20,Ог/т. 3 группа-это нефти с высокими значениями ванадия-от 20 до 80 г/т,Нефти сернистые,смолистые.Отношение ванадий/никель больше 1,как и для нефтей первых двух груш.В четвертую группу обособлены плотные,высокосернистые нефти с содержанием ванадия более 80,0г/т(меловые и юрские нефти Бузачинского НГР).Нефти второго класса установлены в триасовых отложениях Лесчано-Мыс-ско-Ракушечного НГР, в одновозрастных осадках центральной части Прикаспийской впадины,а также в терригенных осадках нижнего карбона и нижней перми юго-востока впадины.

Показано условное местоположение нефтей Западного Казахстана на фоне нефтей различных НГБ мира по содержанию ванадия и никеля.Так,нефти Бузачинского свода расположены в зоне

нефтей с высокими концентрациями ванадия и никеля,приуроченных к НГБ Калифорнии,Анголы,Колумбии и Эквадора.

Известно,что состав микроэлементов в нефтях формируется при совокупном воздействии ряда факторов,важнейшими из которых являются гетероатомный и функциональный состав компонентов нефти, следовательно-их способность образовывать комплексные сое-

динения с металлами,а также наличие соответствующих микроэлементов в среде пребывания нефти в течение всей геологической истории:минералогический,микроэлементный состав пород и пластовых вод,с которыми контактирует нефть.Неоднородность этих факторов в пространстве, и времени обусловила широкие пределы изменения концентраций микроэлементов в нефтях.Значительные колебания микроэлементного состава- нефтей наблюдаются даже в пределах одного месторождения.

Катагенные преобразования нефти в недрах вызывают закономерные трансформации всех компонентов,в том числе гетеро-атомных; смолисто-асфальтеновых,приводя,как правило,к существенному снижению концентраций серы,азота,псрфириновых комплексов.Естественно полагать,что способность компонентов нефти к связывании металлов также изменяется в ходе катагенеза,а значит, и концентрации микроэлементов зависят от степени метаморфической превращенности нефти.Так,при расчете средних концентраций элементов группы железа(/е, Со , лА" ) для нефтей Прикаспийской впадины с различными соотношениями нормальных и изо-преноидных алканов(пс Ал.А.Петрову) показано,что минимальные значения этих элементов установлены в нефтях низкой степени катагенной превращенности. В целом,наблюдается повышение средних концентраций никеля,кобальта,цинка в нефтях с увеличением степени катагенной превращенности их.

, В главе 5 "Геохимическая характеристика нефтей новых

месторождений Прикаспийской впадины" рассматриваются особенности геологического строения ряда новых месторождений.приведены результаты детального изучения состава и свойств нефтей, в которых особое внимание уделено геохимической информации методов ИК-спектроскопии,газо-жидкостной хроматографии,электронной и масс-спектрометрки,инструментальному нейтронно-ак-тивацаонноцу анализуСИНАА).изопному составу углерода нефтей.

В нефтях,помимо определения стандартных параметров их физико-хииических свойств,проводилось изучение индивидуального состава бензиновой (Сс, — Сд ) фракции,на основе ИК-спектров расчитывались спектральные коэффициенты,которые ислользозалиеь н дальнейших рассуждениях.Приведены данные количественного :.п-р1,г,ги:ени'Д б нефтях ванадия,никеля,порфиринов,серы и ее органических соединений,изотопного состава углерода.

Для выяснения влияния условий залегания на состав нефтей использовался корреляционно-регрессивный анализ.Обработка данных (порядка 300) на ЭВМ показала,что наиболее тесная связь с условиями залегания(глубина отбора,пластовые давления и температуры) отмечена для нефтей надсолевого комплекса в Прикаспийской впадине.Получены уравнения регрессии,позволяющие на основе полученных коэффициентов и положительной связи плотности нефти,содержаний серы,ванадия,ванадилпорфириновых комплексов, бензиновой фракции,содержаний УВ использовать их в прогнозных целях.При рассмотрении характера изменения таких параметров, как плотность нефти,содержания ванадия,серы,порфиринов,УВ, по разрезу отложений были выведены коррелятивные коэффициенты и построены графики,иллюстрирующие эти зависимости.

Результаты фактически полученного материала(глава 3), а также анализ геохимических характеристик нефтей в связи с условиями их залегания (глава 5) подтверждают точку зрения П.Я.Деменковой.В.А.Успенского,С.М.Катченкова,Н.И.Богородицкой, В.С.Соболева,И.С.Гольдберга и др. о тесной связи содержаний в нефтях ванадия,серы,ванадилпорфиринов,асфальтово-смоластых компонентов и плотности.

При анализе материала показано,что на границе раздела подсолевых и надсолевнх отложений в нефтях происходят существенные изменения большинства параметров. Солянокупольная тектоника наложила' отпечаток на формирование нефтяных залежей в Прикаспийской НГП,а поскольку соляной тектогенез неоднократно активизировался вплоть до послемелового времени,создавались благоприятные условия для перетока УВ из подсолевых в надсоле-вые коллектора и ловушки,а в распределении физико-химических параметров нефтей складывались определенные закономерности.

После завершения' соляного тектогенеза,когда возможности для перетока УВ были исключены,нефти подсолевых отложений оказались в более благоприятных условиях для сохранности залежей из-за мощной -изолирующей соленосной покрышки регионального масштаба.Все эти обстоятельства и обусловили столь различный облик нефтей надсолевнх и подсолевых отложений.

Проведенный'анализ дает основание подтвердить точку зрения о том,что значительная часть УВ в мезозое впадины образовалась за счет палеозойских источниковШ.Б.Дальян,О.В.Барта-

шевич.В.С.Соболев и др.).Опираясь на микропалеофитологические исследования^. В. Грибков, Л. Л. Баг дасарян.Н.А.Тимошина, 1983) можно считать возможным образование залежей нефти в меловых отложениях Бузачинского региона за счет перетока из юрских,а в юрские- за счет нефтематеринских толщ юры и более древнего источника,в том числе- палеозойского.Геолого-геохимические и палеотерлобарические условия надсолевых отложений не противоречат взглядам других исследователей(Губкин U.M..Бакиров A.A., Айзенштадт Г.Е.-А. ,Шмайс И.И. ,Волож ¡O.A. и др.) о том,что над-солевые мезозойские толщи могли самостоятельно продуцировать УЗ.

Изучая нефти новых месторождений,мы имеем наиболее благоприятные возможности для выяснения состава УВ на локальных об"ектах,по сравнению со старыми площадями, и уточнения сложившихся представлений о закономерностях изменения нефтей в пределах целых зон и районов нефтегазоеакопления.Приводится геохимическая характеристика нефтей 15 новых месторождений Прикаспийской впадины (Жанажол,Орысказган,Кенбай,Таган КжныйДолды-бай Северный,Нсановское,Матин,Шингиэ и др.) в связи с условиями их залегания.

Исследование нефтей Шанажола позволило отметить,что нефти верхней и нижней карбонатных толщ аналогичны,а увеличение плотности нефти нижней KI-II толщи,отсутствие в ней меркаптанов и наличие кислородных структур свидетельствуют о гипергенных процессах в залежах.

На примере триасовых залежей участка Котыртас Северный (площадь КенбаЯ) подтверждается влияние блоковой тектоники на состав нефти. Показано,что нефти различных блоков отличаются по физико-химическому составу и относятся к разным группам. Эта зависимость апробирована в процессе поисково-разведочных работ.Ввиду того.что нефти скв. 38 и 10 - второй группы,а нефть из скв.19,расположенной гипсометрически вше на структуре Котыртас Северный, - третьей,"тяжелой" группы,подобный факт навел нас на предположение о наличии тектонического нарушения между скважинами 10 и 19,приведшее к гипергенному изменению нефти скв.19,что позже было подтверждено геологическими изысканиями.

При рассмотрении состава и свойств нефтей-*аких место-

рождений,как Матин.Кырыкмнлтык.Караган Дубантам,Нсановское отмечается четкая зависимость между свойствами углеводородов и степенью изолированности залежей,в то же время,свойства нефти Матина преимущественно обусловлены типом исходного органического вещества.

Приведены данные изучения изотопного состава углерода (ИСУ) нефтей Прикаспийской впадины как новых месторождений (Равнинное,Тенгиз,Елемес,Котыртас Северный.Молдабек Восточный), так и законсервированных(Прорва,Досмухамбетовское).Известные работы О.В.Барташевич(1973),Т.А.Ботневой(1975).Ф.А.Алексеева (1976),Р.Г.Панкиной(1971) были ориентиром в научном направлении,каким признана геохимия изотопов,начало которому было положено Г.Юри в 1947 году и достойно продолжается Э.М.Галимо-вым и его Школой.

Отмеченные изменения в составе изотопов углерода нефтей считаем возможным увязать с источнивами поступления УВ. Так,аналогичность ИСУ нефтей карбона (Теягиз) и верхнего триаса (Прорва Зап.)может свидетельствовать о вероятно общем источнике поступления УВ.Более легкий изотопный состав углерода нефтей юрской толщи ь Приморском поднятии позволяет сказать о развитии в этих осадках нефтей иного генезиса,чем нефти триаса и карбона.О возможном существовании двух источников питания в ряде нефтегазоносных регионов Прикаспийской впадкны в свое время высказаны мнения рядом исследователей ВНИПШ, ВНИГШ. Разный изотопный состав углерода нефтей Приморского и Нсановского НГР,возможно,связан с различными очагами генерации углеводородов этих"зон,а именно:некоторое утяжеление ИСУ в восточном направлении в пределах Елемес-Нсановской ■ . площади для нефтей средне- и верхнеюрских отложений обгоняется возможностью самостоятельного генезиса нефти юры.На участках Котыртас Северный-Молдабек Восточный установлено утяжеление ИСУ нефтей от триасовых к юрским,на основании чего мы заключаем о незначительном влиянии гипергенных процессов на изменение свойств нефтей из юрских отложений.

Глава 6 " Геохимическая типизация нефтей Западного Казахстана по составу гетероэлементов" содержит данные? о проведенной автором геохимической типизации нефтей с привлечением сведений о составе гетероорганических соединений и углеводо-

родов. Первый тип нефтей выявлен в терригенных отложениях мезозойского комплекса Прикаспийской впадины,исключая Приморский, Нсановский и Щубаркудукскйй НГР.Это малосернистые нефти с низкими концентрациями ванадиловых порфиринов (до 1,0 мг),либо с их отсутствием.Ванадий в этих нефтях содержится в пределах 0,8 - 10,0г/т, никель- до 8,0г/т.Нефти данного типа установле-ны'в терригенных прибрежно-морских толщах нижней перми и нижнего карбона восточной и юго-восточной прибортовых зон и в Колтык-ском НГР.Сероорганические соединения в нефтях данного типа представлены преимущественно сульфидами(50% отн.).По углеводородному составу эти нефти в основном нафтено-метановые.с низким содержанием ароматических УВ.По данным ИКС, в нефтях доминируют алифатические структуры.Нефти подобного типа генерированы биомассой прибрежно-морских и континентальных отложений, что согласуется с выводами Т.В.Белоконь,Н.С.Щуловой по другим НГБ. Присутствие в названных НГР и толщах плотных,сернистых нефтей с высокими концентрациями ванадклпорфиринов(5,0мг/100г), ванадия(40,0г/т) и никеля(14,Ог/т).нафтеновым основанием обусловлено вторичными изменениями.происходящими в залежах в процессе гипергекеза.

Нефти второго типа приурочены к подсолевым карбонатным отложениям северной,восточной и юго-восточной прибортовых зон Прикаспийской впадины.Они характеризуются повышенным содержанием серы(1,2%).ванадиловых порфиринов (1,0-10,0мг) и наличием меркаптанов.Наибольшее их количество(38% отн.)выявлено в легких нефтях и газоконденсатах месторождений Карачаганак,Жана-жол.Синельниковское,Тенгиз,Алибек~Мола.Среди углеводородов доминируют метановые и ароматические структуры,последние представлены полициклическими соединениями.Общим признаком нефтей второго типа является присутствие сульфокислот(п.п.1030см"''').

Нефти третьего типа имеют смешанный состав .несут на себе следы как первого.так и второго типов.Это сернистые нефти (до 2,0% серы) с высокими значениями ванадилпорфиринов(Ю,0--60,0мг/100г) и наличием никелевых комплексов(до 4,5 мг,/Ю0г). Содержание ванадия варьирует в пределвх 10,0-300,0г/, а никеля - 2,8-164,Ог/т.Максимальные значения ванадия и никеля зафиксированы для нефтей Бузачинского свода.Сернистые соединения в этих нефтях представлены преимущественно сульфидной и

остаточной серой.По углеводородному составу нефти данного типа ароматико-нафтенс-мзтановые или нафгено-метановьк .Указанные нефти распространены"в мезозойских отложениях Приморского, Нсановского.Бузачинского и Тюбкэраганского НГР.Аналогичные нефти обнаружены в триасовых и юре чих горизонтах,а также в отложениях нижней перми восточной зоны (БозобаДожасай.Синельни-ковское), и в среднекаменноугольных нарбонатно-терригенных толщарс юго-восточной части Прикаспийской впадиныС Равнинное).

Примечательно,что среди нефтей Тюбкараганского вала установлены только никелевые порфирины.Все эти данные позволили заключить,что нефти третьего типа образовались как за счет генерационного потенциала автохтонных материнских толщ,так и за счет подтока углеводородов из нижележащих горизонтов.В ре-'зультате миграции флюидов произошло трансформирование нэфтей первого типа в третий.

Четвертый тип составляют нефти Жетыбай-Узенского и Пе-счаномысско-Ракуиечного НГР. Нефти преимущественно континентальных осадков с низким содержанием серьК0,1-0,2%) и наличием только никелевых порфкрин:>ь(до 1,0 мг/1СОг) .Примечательно, что нефти данного типа характеризуются повышенным содержанием высокомолекулярных парафинов и преобладанием никеля относительно ванадия. Подобные нефти в' Прикаспийской впадине отмечены на месторождениях Кумисбек,Тенгиз,Тортай.По углеводородному составу нефти четвертого типа преимущественно метановые и нафтено-метановые.По всем геохимическим параметрам нефти четвертого типа схожи с нефтями первого типа,отличаясь от последних только отсутствием ванадилпорфиринов и обогащенностью твердыми парафинами.

Таким образом,подсолевые и надсолевые нефти Прикаспийской впадины имеют четкую пространственно-возрастную и химическую дифференцированность. На основе полуденного материала по составу неуглеводородных и углеводородных компонентов выделены четыре геохимических типа нефтей,два из которых распространены в Прикаспийской впадине и приурочены к надсолевым и подсолевым отложениям(соответственно, I и II типы).Однако среди нефтей подсолевой толщи встречаются нефти первого типа, также как ряд нефтей мезозойского комплекса несут следы флюидов морского генезиса.Об"яснение этому видится в том,что за-

лежи нефтей,сходных в химико-генетическом отношении.формировались в аналогичных условиях литогенеза нефтепродуцирующих толщ .обособленных фациально.палеогеографически и геохимически, приуроченных к каменноугольным,пермским.артинским,верхнетриасовым, среднеюрским и нижнемеловым отложениям в отдельных районах Прикаспийской впадины.При этом не исключаются перетоки нефтей из более древних толщ в молодые, но эта миграция носит не повсеместный, а локальный характер.В таком случае нефти имеют смешанный состав, в них имеются следы как первого,так и второго типов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Нефти Западного. Казахстана широко разнообразны по составу порфириновых комплексов и микроэлементов.Обобщение результатов исследований позволяет отметить некоторые положения, закономерности.характерные особенности.что составило основу использования комплекса данных в качестве критерия для прогноза состава нефтей.

I. Порфириновые комплексы обнаружены в нефтях всех известных нефтегазоносных бассейнов мира.Качественное и количественное распределение их контролируется генетическим типом исходного органического вещества.условиями седиментогенеза, диагенеза,катагенеза и гипергенеза,а также процессами первичной и вторичной, миграции УВ.

Комплексное исследование нефтей Прикаспийской впадины, полуострова Бузачи и Мангышлака показало,что■ наиболее высокие концентрации ванадилпорфириновых комплексов обнаружены в нефтях морских и прибрежно-морских толщ.НикелеЕце порфирины доминируют в нефтях,приуроченных к континентальным осадкам.

Нефти северной,восточной и юго-восточной прибортовых зон и Бузачинского НГР характеризуются наличием преимущественно ванадилпорфириновых коиплексов.'В юрских нефтях Мангышлака присутствуют только никелевые порфирины.

Наблюдегся увеличение содержаний ванадия.никеля и порфириновых комплексов в нефтях надсолевой толщи в направлении.с севера на юг,по мере приближения к Приморской части Прикаспийской впадины,что,вероятно,связано с появлением в разрезе мор-

ских фаций.Выявлена обогащенность нефтей карбонатных фаций карбона восточной прибортовой зоны железом,ванадием и ванадил-порфиринами.

2. Своеобразие состава и структурных типов порф^риновых комплексов в нефтях формируется под влиянием различных геологических факторов:миграции,катагенеза,гипергенеза,однако условия седиментогенеза являются определяющими.

На основании данных хроматографического поведения вана-дилпорфиринов различных структурных типов показано:

а) возрастание доли алкилпорфиринов с погружением нефтяного пласта в зону катагенеза подтверждает генетическое единство нефтей и свидетельствует о том,что формирование залежей в мезозойском комплексе происходило как результат миграции УВ из подсолевых отложений (на примере нефтей восточной ' прибортовой зоны впадины).

б) более метановый облик нефтей и преобладание в них алкил-производных порфиринов по сравнению с циклозамещенными свидетельствует в пользу преимущественно континентального характера ОВ.продуцировавшего нефти ряда регионов(Междуречье Урала-Волги.Приморская зона)

в) обширный набор гомологов различных-рядов,в том числе-"ми-норных"-М-4,М-6- в нефтях Жанажола по сравнению с Кенкияк-скими нефтями указывает на их меньшую измененность и согласуется с геологическими данными о наличии благоприятных условий для вертикальных перетоков флюидов из нижележащих горизонтов по тектоническим нарушениям.

г) присутствие би- , три-цихлозамещенных лорфиринов "минорных" серий в нефтях месторожденийКаражанбас.Шалгизтюбе,Равнинное, Кара-Арна.Арман свидетельствует о значительной гипергенной преобразованное™ этих нефтей.

3. При изучении состава микроэлементов в нефтях Западного Казахстана впервые выявлены редкие элементы:лютеций,торий,селен ,церий.тербий,гафний,самарий.иттербий.

Из изученных нефтей подсолевого комплекса отложений отличаются нефти Канажола повышенными концентрациями железа,сере бра, цинка, руби дик, сурьмы и тория. В нефтях терригенных нижнепермских и нижнекаменноугольных отложений юго-востока впадины никель преобладает над ванадием.

В целом,значительные содержания микроэлементов характерны для смолистых,плотных,частично окисленных нефтей,высококи-пящих дистиллятов,а также природного битума.Эти данные свидетельствуют о том,что окислительные процессы,приведшие к потере легких франций.способствовали накоплению в нефтях тяжелых асфальтово-смолистых компонентов и связанных с ними микроэлементов по остаточному принципу.

4. На основе полученного материала о составе неуглеводородных и углеводородных компонентов выделены четыре геохимических типа нефтей,два из которых распространены в Прикаспийской впадине.Первый тип преимущественно развит в надсолевых.второй-- в подсолевых отложениях.Среди нефтей надсолевой толщи встречаются нефти первого типа,также как ряд нефтей мезозоя несут следы флюидов морского генезиса,что об"ясняется сходными ус-• ловиями литогенеза нефтепродуцярующих отложений,а также генетическим типом исходного органического вещества. Кроме того, не исключается и переток флюидов из более древних толщ в молодые.

Третий тип- это смешанные нефти,сочетающие в себе черты нефтей как первого,так и второго типов.Распространяются эти нефти в мезозойских отложениях Приморского.Нсановского,Буза-чинского и Тюбкараганского НГР, в терригенных отложениях нижней перли восточной зоны, в карбонатно-терригенных образованиях карбона юго-восточкой зоны Прикаспийской впадины.

Четвертый геохимический тип нефтей распространен в Жеты-бай-Узеньском.и Песчаноыысско-Ранушечном НГР.Нефти из континентальных осадков с низкими' концентрациями серы,содержащие в своей составе только никелевые порфирины,ванадий содержится в меньших концентрациях по сравнению с никелем, и величина отношения ванадий/никель меньше I.

Представленная схематическая карта типов нефтей по составу микроэлементов,сероорганических соединений и порфирино-вых комплексов позволяет прогнозировать качество углеводородных флюидов по отмеченным параметрам.

Выявление геохимических закономерностей изменения состава микроэлементов и порфириновых комплексов в нефтях в зависимости от глубины,типа,региональной и стратиграфической приуроченности их,определение роли в процессах формирования

залежей УВ в условиях недр под влиянием природных факторов позволило определить различные типы нефтей,их приуроченность в стратиграфическом,локальном и региональном плане.направление миграции,генезис.

5. Изучение геохимических особенностей нефтей ряда новых месторождений в связи с их геологическим строением дает возможность охарактеризовать различные процессы,происходящие е залежах.Так,большинство нефтей надсолевого комплекса затронуты процессами биодеградации различной интенсивности.Эти же процессы влияли на формирование залежей нефти в подсолевом комплексе на больших глубинах.

В целом, состав и свойства нефтей преимущественно зависят от степени изолированности залежей и особенностей состава йоходаого органического вещества, и в меньшей степени зависят от глубины их залегания.

6. Разработаны новые эффективные способы извлечения ванадия и ванадилпорфириновых комплексов из нефтяного сырья с помощью различных сорбентов:отходов металлургического производства .природной марганцевой руды,глинистого сорбента.цеолитов. Способы защищены авторскими свидетельствами.Релизация разработанных в диссертации положений позволяет более обоснованно подойти к решению комплексной оценки и освоения нефтяных ресурсов Казахстана с учетом сопутствующих полезных компонентов, рационально подойти к проблеме безотходных и энергосберегающих технологий, что может принести значительный экономический эффект.

Приложенная карта типов нефтей рекомендована в практику поисковых работ ПРО^тыраунефтегазгеалогия" Ц990г).-Протокол заседания секции геологии и геофизики НТС ПГ0"Гурь-евнефтегазгеология" 70 от 12 декабря 1990 г.

Результаты исследований микроэлементов.порфиринов и сероорганических соединений в нефтях используются при подсчете запасов углеводородов на новых месторождениях Казахстана ( акты о внедрении прилагаются).

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ: I. Рациональный комплекс методов исследования состава нефтей, порфиринов и микроэлементов как основа реконструкции ге-

- зЗ-

незиса,условий миграции и аккумуляции УВ и проведения геохимической типизации их.

2. Закономерности изменения состава нефтей.распределения порфириновнх комплексов и микроэлементов как методологическая основа металлогенического районирования и прогнозирования типов УВ.

3. Рациональный комплекс методов извлечения ванадия и ванадилпорфириновых комплексов из нефтяного сырья.

4. Оценка потенциальных ресурсов ванадия в нефтях различных .зон нефтегазонакопления Западного Казахстана.

Список основных работ по. теме диссерт.адии:_

1. Геохимические особенности распределения металлопорфири-ноз в нефтях Западного Казахстана.- Материалы Всес.конф.по химии и геохимии порфиринов.,Еушанбе, 1977, с,59-60 (соавторы А.В.Котова,В.Г.Беньковский,Г.А.Лобанова,О.С.Турков,С.И.Кабдо-лов ) .

2.Распределение металлопорфиринэвкх комплексов и простых пирроловых соединений в нефтях и битумах Западного Казахстане. - Геохимия, Tt 3, 1978 ,с.415-421 (соавторы А.В.Котова.В.Г. Беньковский,О.С.Турков.С.И.Кабдолов).

3. О возможности определения примесей ванадия в нефтях ядерно-физическими методами. - Материалы У Респ.конф."Проблемы переработки тяжелых нефтей",Гурьев,1980,с.143(соавторы Н.К.Надиров,А.В.Котова,С.И.Горелкинская,Л.И.Шмонин,В.В.

Сметанников).

4. К вопросу о составе ванадилпорфиринов нефтей полуострова Бузачи.- Нефтехимия,т.21,№1,1981,с.143-148 (соавторы А.В.Котова.В.Г.Беньковский).

5. Основные закономерности распределения ванадия и никеля в новых нефтях Западного Казахстана.- Известия АН Каз.ССР, свр» reo л., .1 о, 1981,с.23-30 (соавторы А.В.Котова.В.Г.Беньковский ,О.С.Турков,Л.В.Шестоперова). #

6. Новые данные о микроэлементном составе золы нефтей Западного Казахстана.- Известия АН Каз.ССР,сер.хим. ,iM, 1980,

с.63-67 (соавторы А.В.Котова,Л.В.Шестоперова,О.С.Турков,Г.Н. Алешин,В.Г.Беньковский).

7. К вопросу о зольном составе нефтей Западного Казахста-

на. - Деп.ВИНИТИ,«' Ю4-нх-Д,1982(соавторы А.В.Котова.С.К.Калинин ,Н.К.Надиров)о

8. Металлопор£ириновые комплексы во фракциях закированных пород нефтяных месторождений Казахстана.-Материалы Всесоюзного семинара"Оргаяическое вещество соврем.и ископаемых осадков',' Ташкент,1982,с.31(соавторы А.В.КотоваД.В.Шестоперова).

9. Состав порфиринов нефтей Западного Казахстана.-Геохимия, ,.'•4,1984,с.598-602 (соавторы A.B.Котова,0.В.Серебренникова,В.Г. Беньковский).

10. О структурных особенностях ванадилпорфиринов нефтей Западного Казахстана.-Нефтехимия ,т„24 ,ji6,1984,с.723-728(соавто-ры А.В.Котова,Н.В.Федорова,С.М.Ягьяева,Н.К.Надиров).

11. Способ извлечения ванадилпорфириновых комплексов из нефти.- Авторское свидетельство > 952948 от 23.08.62(соавторы

А.В.Котова,Н.В.Федорова,С.А.Абубакиров).

12. Способ извлечения ванадилпорфириновых комплексов из нефтей и нефтепродуктов.-Авторское свидетельство Л055115 от 15. 07.83(соавторы А.В.Котова,В.Г.Беньковский).

13. Способ очистки нефти от ванадия. - Авторское свидетельство И095628 от 30.05.84(соавторы Н.П.Слотвинский-Сидак.Н.К. Надиров,А.В.Котова,М.А.Дунаев,Н.Н.Лякишев,А.К.Ергалиева,В.А. Дергачев).

14. Способ извлечения ванадилпорфириновых комплексов из нефти,- Авторское свидетельство №1602016 от 20.06.92(соавторы А.К.Ергалиева.С.М.Оспанова).

15. Титриметрическое определение ванадия в нефтях и нефтяных остатках.-Химия и технология топлив и масел,,V-I2,1984 ,с.ЗЗ--35(соавторы А.В.Котова.А.К.Ергалиева).

16. Металлы в нефтях. Серия:Новы9 нефти Казахстана и их использование. Изд-во"Наука",А-Ата,1984,448 с.(соавторы Н.К. Надиров.А.В.Котова,В.Ф.Камьянов,В.И.Титов,Г.Г.Глухов,Г.Н.Алешин,В.П.Солодухин).

17. Экстрагент сероводорода,- Тезисы докл.Всесоюзной конференции по-химии и применению порфиринов,Ереван,1984,с.128 (соавторы А.В.Котова,И.Д.Леонов,С.М.Ягьяева,Н.В.Федорова).

18. Влияние сероводорода на нефтяные порфириновые комплексы,- Геохимия,;ill, 1986,с. 1644-1649(соавторы А.В.Котова.С.М. Ягьяева.И.Д.Леонов ) .

19. Геохимическая характеристика нефтей месторождений Кара-ган и Орысказган.- Известия АН Каз.ССР,сер.геол.,№3,1987,с.23-

-29 (соавторы Л.В.Шестоперова.А.В.Котова.С.М.Ягьяева).

20. Порфириновые комплексы в нефтях подсолевых отложений Прикаспийской впадины,- Сб.научных трудов Каз.ПТИ,А-Ата, 1984,с.92-102 (соавторы Л.В.Шестолерова.А.В.Котова.Н.В.Федорова , 0. С ЛУрков).

21. Состав порфиринов и геохимическая корреляция нефтей.-- Тезисы докл.Всесоюзной конференциинКритерии генетических

срязей...".Москва,1988,с.104.(соавтор И.С.Гольдберг). 22. 0 составе ванадилпорфиринов Садкинского асфальтита и их применении^.- Материалы II Всесоюзного совещания по комп. переработке и использованию нефтебитуминозных пород.-А-Ата, "Наука",1988,с.96-99(соавторы А.В.Котова.И.С.Гольдберг.А.К. Ергалиева .С.М.Ягьяева.Т.М.Балатукова),

23. Ванадий в породах баленовской свиты Салымского месторождения,- Горючие сланцы,¿#4,1989,с.382-385(соавторы С.М.Ягья-

ева.А.К.Ергалиева).

24. Гетероорганичесхие соединения в некоторых палеозой -ских нефтях Татарии,- Нефть и газ,1988,с.14-16(соавторы В.В.Майер,А. К. Ергалиева.С.М.Ягьяева).

25. К вопросу о минеральном составе нефтебитуминозных пород месторождения Мортук.-.Известия АН Каз.ССР,сер.хим., ¡¿3,1990,с.72-74(соавторы Х.Т.Сулейманов,А.К.Ергалиева).

26.- Сернистые1 соединения в осадочных породах бажвновской свиты.-Нефгь и газ 1989,с,б-9(соавторы Н.С.Буянова.В.Ю. Артемьев,Л.В.Шестоперова).

27. Микроэлементы новых нефтей Западного Казахстана,-

- Нефтехимия,т.28,;г2,1969,с.154-157(соавторы Г.Н.Алешин,Л.В. Шестоперова,Н.М.Корябина),

28. / Разработка и применение методов очистки нефтей от ге-терооргайически^ соединений.- Тезисы докл.УН Нефтехимического Сиотозиума соцстран. Киев, 1990,с. 193 (соавторы Н.С.Буянова, А. К. Ер^ лиева).

29. "Особенности распределения микроэлементов в ВЕН и битумах' Западного Казахстана.-Химия и технология топлив и масел, #9,1990,с.13-15(соавторы С.М.Оспаиова.В.П'.Солодухин).

30. Мсследозание гетероорганических соединений в нефтях Западного Казахстана,обоснование ванадия и серы в нефтях,внедрение подсчетных параметров в партии подсчета запасов ПРО"ГНГГ".-Отчет по теме № 21.01.05.01.06/649,1986-1990 гг.-Фонды ПГО"АНГГ",РП>, Совзгеолфонды,Г78 с (соавторы Л.В.Шестоперова.Н.С.Буянова).

31. Металлопорфириновые комплексы в нефтях Западного Казахста-на.-Известия АН Каз.ССР,сер.геол. ,№5,1990,с. 56-61 (соавторы Д.В. Шестоперова,С.М.Ягьяева).

32. Геохимические особенности'нефтей надсолевых отложений южной и юго-восточной части Прикаспийской впадины.-Известия АН Каз. ССР,сер.геол.М, 1991,0.63-67(соавторы Л.В.Шестоперова,Н.С.Буянова, Л.И.Черепивская).

33. Изотопный состав углерода нефтей Прикаспийской впадины.-Вестник АН Каз.ССР,téI0,I99I,c.7I-73(coaBTop JI.3.Шестоперова).

34. Исследование структуры порфиринов нефтей Западного Казахста-на.-Нефтехимия,т.Э1,№5,1991,с.609-613(соавтор С. М. Ягьяева).

35. Геохимия нефтей месторождений Котыртас Северный и Молдабек Во сточный.-Геология нефти и газа,№1,1992,с.37-39(соавторы Л.В.Шестоперова, Н.С.Буянова).

36. Гатероатомные компоненты НБП месторождения йо рту к.-Нефтепереработка и нефтехимия,№9,1991,с. 19-21(соавторы А.В.Котова,Н.С.Буяно-ва,С.М.Ягьяева).

37. Соединения серы и азота в новых нефтях Прикаспийской впадины. -Химия и технол.топлшз и масел,№5,1992,с.26-27(соавторы Н.С.Буяно-

ва,С.М.Ягьяева).

38. Heteroatóniik components in the oils oí Prikaspi Depression.-Abstracts.International conference on petroleum chemistry.-Tomsk, 1991,p. 237-248 (соавторы ^.B. ' Шестоперова,Н.С.Буянова).

39. Geochemical type oí West KasakJvstan.'s oils acqording to hetero elemental composition.-Abstracts.International Symposium, Sanki - Petersturg, 1992,p. 11-12 (соавторы Л.В.Шестоперова.Н.С.Буянова). Ю. Гетероорганические соединения в нефтях Западного Казахстана. Серия:Новые нефти Казахстана и их использование.Изд-во"Гылым", Алиаты, 1993,198 с,(соавторы Б.М.Куаядаков,О.С.Сурков,Л.В.Шватопе-рова,Н.С.Буянова).