Нефтегазоносный бассейн Маракаибо, несмотря на небольшие размеры, принадлежит к богатейшим в мире по запасам и добыче нефти [1–3]. Он охватывает межгорную впадину в Восточных Кордильерах, сформировавшуюся на базе срединного массива. Фундаментом бассейна служат докембрийские и частично палеозойские метаморфические породы. Меловые отложения, перекрывающие фундамент, сложены в нижней части карбонатными, а в верхней — карбонатно-терригенными осадками. Зона нефтегазонакопления (ЗНГН) Мене-Гранде-Мотатан имеет запасы 370 млн. т нефти. Здесь в известняках на глубине 3975 м найдена тяжелая нефть плотностью 0,92 г/см3. В лагуне к югу от зоны Боливар-Коастал обнаружено несколько месторождений антиклинального типа с залежами нефти и конденсата в песчаниках кайнозоя и известняках мела. В этом районе до глубины 5825 м пробурена скважина — одна из самых глубоких в Южной Америке; на глубине 5668 м из карбонатных отложений мела получена нефть. На западном борту бассейна в пределах месторождения Мара в интервале глубин 2621–3180 м в карбонатных отложениях мела обнаружена нефть плотностью 0,874–0,882 г/см3. Запасы нефти составляют 100 млн. т. Здесь же на месторождении Сан-Хулиан из тех же отложений с глубины 4625 м получена также тяжелая нефть плотностью 0,86 г/см3. Практически все открытые здесь залежи нефти в карбонатных отложениях мела имеют достаточно высокую плотность: Карото (глубина 4400 м, 0,865 г/см3), Мулата (4450 м, 0,880 г/см3), Гарсиа (4500 м, 0,915 г/см3).
Также тяжелыми являются нефти карбонатных отложений оксфорда, нижнего, среднего и верхнего мела месторождений юго-восточных НГБ Мексики (Кампече, Чипас-Табаско, Сьерра-де-Чипас). Здесь в интервале 3261–5820 м плотность нефтей колеблется от 0,885 до 0,915 г/см3, при этом к самому глубокому интервалу (скв. 6 Кампече, 5260–5820 м) приурочена нефть плотностью 0,885 г/см3. Все нефти являются сернистыми. М.А. Гузман-Вега и М.Р. Мелло (1999) полагают, что эти нефти имели источником ОВ, концентрировавшееся в среде морского карбонатного осадконакопления повышенной солености. Известны и другие нефти в НГБ Мексики, приуроченные к карбонатным образованиям среднего мела на больших глубинах и имеющие повышенную плотность (Кандуакан, глубина 4056 м, 0,882 г/см3; Самария, 4355 м, 0,881 г/см3; Ситио-Гранде, 4170 м, 0,856 г/см3).
В Западно-Канадском осадочном бассейне, в Южной Альберте, С. Рейдиджер, П. Стевенсон, М. Фаулер и Л. Сноудон (1997) месторождение Мэниберрис называют «аномальным» за то, что оно вмещает в девонских карбонатных образованиях сернистые (1,0–1,4%) нефти плотностью до 0,865 г/см3. Указанные исследователи полагают, что колебания отношения пристан/фитан от 0,7 до 1,0, отношения стеранов C28/C29 от 0,27 до 0,33, заметное присутствие гомогопанов С33 и С35 и сравнительное изобилие С24 тетрациклических терпанов и прегнанов указывают на источник ОВ в самих карбонатных образованиях девона, отложенных в условиях повышенной морской солености. Однако в регионе не найдены девонские отложения с такой характеристикой ОВ [4].
В пределах Астраханского свода в скв. 2 Володарская с глубины 5968 м из верхнедевонских карбонатных образований получена тяжелая (0,868–0,872 г/см3) сернистая (1%) нефть.
На меньших глубинах (до 3000–3300 м) такие тяжелые нефти встречены в восточной бортовой зоне Прикаспийской впадины. В Волго-Уральской нефтегазоносной области (НГО) К.Ф. Родионова (1967) отмечает более высокую плотность нефтей девонских карбонатных отложений по сравнению с таковой каменноугольных. Особенно это характерно для нефтей районов, приближенных к Уралу. Так, в пределах Куйбышевского Заволжья еще К.Б. Аширов (1967) отмечал рост плотности нефтей с глубиной. К числу месторождений с высокой плотностью нефти в карбонатных отложениях девона в этом регионе можно отнести Аглосское (глубина 2610 м, 0,891 г/см3), Восточное (2920 м, 0,858 г/см3), Гайдаровское (2775 м, 0,860 г/см3), Гараевское (2560 м, 0,872 г/см3), Ясеневское (2600 м, 0,881 г/см3), Каратайское (2760–2826 м, 0,860–0,884 г/см3), Никоновское (2825 м, 0,886 г/см3), Холмовское (2880 м, 0,869 г/см3), Солоцкое (3230 м, 0,873 г/см3), Фурмановское (3200 м, 0,896 г/см3) и др. Такое же явление отмечается и в каменноугольных карбонатных отложениях, залегающих на меньшей глубине. Для ряда многопластовых месторождений этого региона также характерен рост плотности нефтей с увеличением глубины залегания. Так, в пределах Парфеновского месторождения с ростом глубины залегания нефтей от 2038 до 3078 м и при переходе от нижнекаменноугольных к верхнедевонским карбонатным отложениям плотность нефтей последовательно увеличивается с 0,838 до 0,864 г/см3. На Терешкинском месторождении с ростом глубины от 1504 до 2300 м и при переходе от средне- к нижнекаменноугольным карбонатным отложениям плотность нефтей увеличивается с 0,798 до 0,868 г/см3. На Верхневетлянском нефтяном месторождении при росте глубин от 1950 до 2578 м и при переходе от средне- к нижнекаменноугольным карбонатным отложениям плотность нефти последовательно увеличивается с 0,771 до 0,864 г/см3. Аналогичное явление фиксируется и на Гараевском, Ясеневском, Горбатовском, Козловском, Подъем-Михайловском, Рассветском, Софинско-Дзержинском и других месторождениях. При этом К.Б. Аширов (1967) также отмечает, что рассматриваемые нефтяные залежи как бы подстилаются слоем опресненных вод.
Факт практически массового распространения в карбонатных отложениях тяжелых нефтей, особенно на больших глубинах, безусловно, требует объяснения.
К.Б. Аширов (1967) объяснял это явление вертикальной эмиграцией легких фракций из нефтей девона. Однако последующие исследователи опровергли это предположение, установив способность ОВ вышележащих как каменноугольных, так и нижнепермских отложений генерировать УВ (Вайнбаум С.Я., 1975; Родионова К.Ф., 1967). Тем не менее и в 1997 г. группа исследователей США, Норвегии и Египта (Г.К. Хорасани, Д.К. Мичелсен, Д.С. Долсон), рассматривая обстоятельства, контролирующие объем и распределение небиодеградированных тяжелых нефтей в карбонатных отложениях, первым и единственным фактором называют внутрирезервуарную сегрегацию по составу.
Не отрицая возможности такого процесса в природных условиях, мы предлагаем другое вероятное объяснение распространения в карбонатных отложениях нефтей повышенной плотности, в том числе и на большой глубине.
По нашему мнению, это может быть связано с растворяющей способностью СО2 в смеси с водяным паром по отношению к соединениям, входящим в нефть, в жестких термобарических условиях больших глубин. Появление СО2 в больших количествах связано с гидролизом карбонатных толщ в зоне действия высоких температур (> 80 °С).
При исследованиях по растворимости высококипящих УВ в сжатых газах особое внимание было уделено растворяющей способности СO2 (Капелюшников Л., Закс К., 1952; Жузе Т.П. и др., 1954, 1957, 1964, 1969, 1979, 1986; Price L et al., 1983–1991). В последние годы при проведении подобных экспериментов добавлялись пары воды (Петренко В.Л., 1993; [5]). В результате было установлено, что при низкой температуре (ниже 100 °С) и давлении 8,8–32,7 МПа растворяются УВ с низкой молекулярной массой — С5-С15. При температуре 100 °С и давлении 80 МПа все компоненты нефти могут раствориться в газе. При этом на растворение тяжелых УВ большее воздействие оказывает увеличение давления, а не температуры. Смесь СО2 с парами воды является значительно более мощным растворителем по сравнению с «сухим» СO2. При этом в природных условиях под влиянием СO2 могут образовываться как первичные, так и вторичные тяжелые нефти.
Первичные нефти повышенной плотности образуются за счет растворения в СO2 не только УВ, но и смолисто-асфальтеновых соединений, генерированных как до температуры 80 °С, так и в зоне действия температур «нефтяного окна», совпадающих с температурой гидролиза карбонатных толщ.
В качестве примера таких первичных нефтей, утяжеление которых связано с растворением в СO2 находящихся в них смол и асфальтенов, можно привести нефти карбонатных толщ девона плотностью 0,85–0,88 г/см3, тяготеющих к Предуральскому прогибу Самарской и Оренбургской областей. Поступление СO2 как в ходе гидролиза самих вмещающих карбонатных толщ, так и со стороны Предуральского прогиба привело к росту плотности рассматриваемых нефтей в отдельных случаях до 0,909 г/см3.
Вторичные тяжелые нефти образуются за счет контакта палеоскоплений УВ с огромным количеством СO2. Такое оптимальное сочетание можно обнаружить в юго-западной части Прикаспийской впадины, в пределах Астраханского свода. При этом содержание СO2 увеличивается как вниз по разрезу (12–27%), так и в юго-западном направлении в сторону Каракул-ско-Смушковской зоны дислокаций(88–97%). Этому способствуют уменьшение минерализации пластовых вод (182–25 г/л) и смена ее характера с хлоркальциевого на гидрокарбонатно-натриевый. Подобную геохимическую инверсию объясняют внедрением паров воды с последующей их конденсацией и образованием конденсационных вод (Кисин И.Г., Пахомов С.И. и др., 1989; Антипов С.М.,1991). Кроме того, в качестве растворителя также добавляется огромное количество метана, генерированного девонскими карбонатными газоматеринскими породами. Доказательством этого, помимо высоких стадий катагенетической превращенности ОВ (конец зоны образования УВ конденсатного ряда и начало главной зоны газообразования), является также характеристика сорбированных известняками УВ-газов: высокие концентрации(> 100 см3/кг) и их сухой состав (СН4 = 98–100%). В природных условиях эта смесь СО2 с парами воды и метаном, встречая палеозалежь гипергенно измененной нефти, начинает ее растворять с образованием вторичной нефти. Видимо, такой механизм генерации имел место в пределах Астраханского свода и привел к формированию вторично тяжелой нефти (0,868–0,872 г/см3) в верхнедевонских карбонатных отложениях (глубина 5961 м, скв. 2 Володарская).
По всей вероятности, подобный механизм генерации первичных или вторичных тяжелых нефтей имел место и в рассмотренных НГБ Маракаибо в Венесуэле, Юго-Восточной Мексики и Западно-Канадском. Доказательством имеющейся в настоящем и имевшейся в прошлом возможности генерации огромных масс СO2 являются высокие температуры в отложениях и значительные концентрации СO2. Так, в пределах месторождения Санта-Ана уже в эоценовых отложениях на глубине 2694–3213 м современная температура составляет 132 °С, а концентрация СО2 в газе газовой шапки достигает 14,62%. В пределах Западно-Канадского НГБ в свободных газах девонских отложений месторождения Кэвин-Сансбэрст концентрация СO2 — 9,5%, а Блэклиф (свита Миссисипи, 1163 м) — 10,7%.
В пределах НГБ Грин-Ривер в ордовикских отложениях месторождения Тип-Ton в свободных газах на глубине 4603 м СO2 — 85,5%, Найф-Спрингс (глубина 5264 м) — 14,7%, а глубже (5550 м) -23,1%. В газах газоконденсатного месторождения Черт-Бьюс в свите Мадисон на глубинах 5540 и 5585 м его концентрация составляет 20,4 и 86,6% соответственно. При этом ему сопутствуют высокие концентрации гелия — от 0,13 до 0,80%.
В карбонатных отложениях известны и легкие нефти (0,79–0,82 г/см3). При этом установлено (Левшунова С.П., 1994), что их генезис часто связан с восстанавливающим воздействием глубинного водорода (месторождения легких нефтей в девонских карбонатных отложениях Землянского и Ольховского грабенов и Степновского сложного вала в юго-восточном окончании Русской платформы, Тенгиз в Прикаспийской впадине и т.д.).
При прогнозе фазового состояния УВ в залежах карбонатных отложений, особенно на больших глубинах (при отсутствии источника водорода), следует предусмотреть возможность обнаружения в них как первичных, так и вторичных тяжелых нефтей за счет растворения в смеси СO2 и паров воды входящих в нефть соединений. Это особенно актуально для регионов, сопредельных с тектонически-напряженными крупными структурными элементами, способными быть «донорами» СO2.
Литература
Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран.
— М.: Недра,1990.
Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И. Месторождения нефти и газа развивающихся стран.
— М.: Недра, 1988.
Нефти и газы месторождений зарубежных стран. Справочник / Под ред. В.И. Высоцкого.
— М.: Недра, 1977.
Lower Cretaceous petroleum systems in Southern Alberta, Western Canada sedimentary basin /C. Reidiger, F. Karavas, P. Stevenson, M. Fowler, L. Snowdon // 18th International meeting on Organic Geochemistry. Abstracts.
— Maastricht, 1997. -P. 231–232.
Mechanism of liquid hydrocarbon gas-phase transfer / V.L. Petrenko, V.D. Schugorev, N.V. Petrenko, S.N. Beletskaya // 18th International meeting on Organic Geochemistry. Abstracts.
— Maastricht, 1997.
— P. 169–170.
Автор: С.П. Левшунова (ВНИГНИ)
