Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. КРАТКАЯ ГЕОЛОГОИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЛОЖЕНИЙ ПГОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЛАСТЕЙ АЗЕРБАЙДЖАНА
1.1. Литолого-стратиграфические особенности ПТ
1.2. Сопоставление геологических разрезов
1.3. Геохимическая характеристика
1.4. Нефтегазоносность
ГЛАВА II. ГЕОХИМИЯ НЕФТЕЙ ПТ АЗЕРБАДІЩАНА
2.1. Общая физико-химическая характеристика нефтей
2.2. Компонентный состав нефтей
2.3. Групповой углеводородный состав
2.4. Сопоставление углеводородного состава нефтей Апшеронской и Нижнекуринской областей
ГЛАВА III. МИКРОЭЛЕМЕНТЫ НИТЕЙ ПТ АЗЕРБАЙДЖАНА
ГЛАВА IV. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ ФОРШРОВАНИЯ СОСТАВА, ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ ЗАЛЕЖЕЙ НШТИ В РАЗРЕЗЕ ПТ АЗЕРБАЙДЖАНА
4.1. Основные факторы формирования состава и генетические типы нефтей
4.2. Применение математической статистики и ЭВМ при изучении геохимической характеристики нефтей
4.3. Перспективы поисков залежей и прогноз преобладающих типов нефтей в ПТ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА 179
- Литолого-стратиграфические особенности ПТ
- Общая физико-химическая характеристика нефтей
- МИКРОЭЛЕМЕНТЫ НИТЕЙ ПТ АЗЕРБАЙДЖАНА
Введение к работе
Нефть, газ и продукты их переработки составляют одну из главных отраслей народного хозяйство Азербайджана. Некоторые нефти республики являются сырьем для высококачественных масел. В то же время нефть и продукты ее переработки используются не только в качестве топлива и смазочных масел, но и как сырье для получения широкого ассортимента продуктов химической промышленности.
За более, чем столетнюю историю развития нефтедобывающей промышленности Азербайджана открыто и введено в разработку 52 месторождения, из них 46 после установления Советской власти в Азербайджане с общим количеством более 500 нефтяных, газоконденсатних и газовых залежей в Апшеронской, Прикуринской, Шема-хино-Кобыстанской, Прикаспийскс-Кубинской и Кюрдамирской нефтегазоносных областей и в акватории Бакинского Архипелага. Основными объектами разработки являются залежи в отложениях продуктивной толщи (средний плиоцен).
На современном уровне развития нефтяной промышленности возникла необходимость прогнозирования не только запасов нефти, но и качества этого сложного по химическому составу природного вещества. Очевидно, что последнее может быть эффективншл только при достаточно четких представлениях о закономерностях формирования физико-химических свойств и химического состава различных нефтей и пространственном размещении их.
Среди отечественных исследователей вопросов формирования состава нефтей следует отметить А.Ф.Добрянского, А.И.Богомоло 4 ва, В.Б.Вебера, В.А.Успенского, О.А.Радченко, В.А.Соколова, Н.Б.Вассоевича, Л.А.Гуляеву, Д.В.Жабрева, А.А.Карцева, С.Г.Неру-чева, П. Ф.Андреева, А.А.Али-Заце, Г.А.Ахмедова, Ш.Ф.Мехтиева, Н.И.Хацкевич, Л.М.Листенгартен, А.С.Гаджи-Касумова, Б.И.Султанова, А.Э.Конторовича, Т.А.Ботневу, Г.И.Сафонову и др.
В литературе по генезису нефти уделяется значительное место вопросу влияния геолого-геохимических факторов на свойства нефтей.
Большинство современных ученых сходятся во мнении, что состав нефтей формировался под наложенным влиянием комплекса факторов, изменяющихся на протяжении геологической истории нефтегазоносной области. Допускается влияние на формирование состава нефтей многочисленных факторов, начиная с состава исходного органического вещества, условий его захоронения и преобразования, скорости осадконакопления, палеогеографических и геохимических условий и т.д., включая время воздействия этих факторов и кончая размерами залежи.
Наиболее полной в смысле всестороннего рассмотрения факторов, влияющих на формирование состава нефти, является работа коллектива ученых во главе с А.Ф.Добрянским (1948). В работе указывается, что для создания стройной системы взглядов на ход процесса преобразования (направленности) нефти надо признать, что "движущей силой процессов развития и изменения нефти в природе являются внутренние причины, действующие неизбежно на протяжении всей истории в одном направлении, а внешние обстоятельства не оказывают существенного влияния на общую направленность, а только ускоряют или замедляют ход естественного процесса".
Это указывает на сложность результирующего влияния геолого-геохимических факторов на состав нефти, комплексное изучение которых, следовательно, имеет большое теоретическое и практическое значение. Исследования в этом направлении у нас в Союзе и, в частности, в Азербайджане ведутся многие годы и уже имеют свою историю.
Изучением физико-химических свойств нефтей Азербайджана занимались: А.К.Сорокин (1897), А.Бенкендорф (1915), Я.В.Гаври-лов (1920), В.П.Ключев (1920), С.М.Апресов (1927, 1935), М.В.Абрамович (1939), В.С.Гутыря (Нефти Азербайджана", 1945), Б.М.Саркисян (1947), В.С.Мелик-Пашаев (1952), В.В.Хаин и И.И.Потапов (1953, 1954) указывали на зависимость свойств нефти от литологии вмещающих пород, Б.И.Султанов (1959) занимался вопросами взаимовлияния нефти, газа и воды. А.А.Карцев главным фактором разнообразия нефтей считает термокаталитический метаморфизм (1951). С 1955 г в АзНИИ по добыче нефти под руководством акад. А.А.Али-заде и акад. Г.А.Ахмедова выполнялись работы по выявлению зависимости состава нефтей среднего плиоцена (продуктивной тощи) от геолого-геохимических условий их залегания.
В течение многих лет работы по изучению свойств нефтей продуктивной толщи, закономерностей их распределения и условий формирования залежей проводит Ш.Ф.Мехтиев (1956, 1967, 1969, 1982). Ценные сведения по химии нефтей Азербайджана приводятся в книге Г.Г. Ашумова (1961). А.С.Гадди-Касумов исследовал состав и свойства нефтей Апшеронского полуострова (1966-1968, 1970, 1971).
В последние годы появились работы, освещающие вопросы физико-химических свойств нефтей отдельных месторождений Азербайджана. Среди них работы Салаева С.Г., Гусейнова Г.А., Соломонова Б.М. (1964), Багир-заде Ф.М., Кулиева А.Д. (1971), Сацых-за-це Э.С, Султанова А.В., Оприц М.А. и др. ("Физико-химические исследования...", 1975), Beлиева Ш.Б., Гулиева Г.А., Мурзиной Н.С. (1966), Алиева А.И., Исмаила Ахмед Мусы (1975), Исмайлова К.A. (1972), Сафоновой Г.И. (1971), Багир-Заде Ф.М., Буряковско-го Л.А., Бабаева Ф.Р. (1974),Тасанова А.Г., Симхаева В.З. (1974, 1975, 1979) и др.
В настоящее время некоторые исследователи при сопоставлении нефтей различного состава применяют метод математической статистики ("Методы обработки...", 1972). Для решения генетических вопросов Ботневой Т.А. (1970) использованы данные изотопного состава углерода фракции нефти.
Несмотря на большое число исследований, вопрос о формировании состава нефтей Азербайджана еще далек от разрешения, что объясняется, с одной стороны, сложностью самой проблемы, с другой, - тем, что накопившийся аналитический материал относится в основном к сортовым нефтям. Индивидуальные пластовые нефти изучались реже.
Цель работы. Настоящим исследованием предусмотрено изучение условий и закономерностей формирования состава индивидуальных пластовых нефтей, направленность изменения их в региональном плане и по разрезу отложений, выявление генетической связи между компонентами и характеристиками нефтей и геолого-геохимическими факторами, которые могли обусловить формирование того или иного типа нефти в разрезе продуктивной толщи (среднего плиоцена) Азербайджана и на основе установленных региональных и зональных закономерностей прогнозировать характеристику и тип нефтей месторождений, которые могут быть открыты в Южно-Каспийской впадине в последующие годы.
Исследование в таком аспекте среднеплиоценовых нефтей Азербайджана представляет особый интерес, поскольку здесь на сравнительно небольшом участке земной коры, имеющем сложное геологическое строение, сосредоточены нефти разнообразного состава. Кроме того, выявлению основных закономерностей формирования состава нефтей способствует тот факт, что в последние годы в Азербайджане выявлены залежи на больших глубинах (более 5000 м). Если до недавнего времени исследовались нефти с небольших глубин, где на термодинамически закономерный ход их ка-тагенного превращения накладываются противоположные по своему воздействию факторы гипергенеза, то в настоящее время представилась возможность отбора проб нефтей на больших глубинах, в зоне термокатализа, где влияние гипергенных факторов сводится к минимуму.
Одновременно с рассмотрением условий, благоприятствующих катагенному метаморфизму нефтей, особое внимание в исследовании уделено анализу геохимической обстановки нефтегазообразования в различных частях палеобассеина продуктивной толщи в связи с вопросом об унаслецованности некоторых особенностей состава нефтей от исходного органического вещества.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем детального геохимического исследования геологически индивидуальных нефтей, залегающих в определенных свитах или горизонтах и поступающих из отдельных скважин.
Научная новизна.
Выявлена вертикальная и региональная зональность в изменении состава нефтей Азербайджана в зависимости от геолого-геохимических факторов и установлены преобладающие факторы, обуславливающие эти зональности.
Установлены границы залегания нефтей различных месторождений, ниже которых термокаталитические превращения являются доминирующими и обуславливают состав и тип нефти.
Вычисленные коэффициенты корреляции ванадия и никеля с асфальтеновыми компонентами нефти явились доказательством существующего предположения о первичности этих элементов в нефтях, обязанного исходному органическому веществу.
-Установлено закономерное превращение нефтей нафтенового j основания в метановые на погружении складчатых структур средне- го плиоцена от материковой части Азербайджана вглубь акватория Каспия. В том же направлении происходит "опускание" нефтегазона-копления в разрезе продуктивной тощи от балаханской свиты к низам ПТ.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Практическая ценность работы заключается в том, что полученные результаты комплексного геохимического изучения большого числа проб нефтей всех месторождений республики и выявленные при этом закономерности дают возможность достаточно уверенно прогнозировать состав и преобладающий тип нефтей на перспективных направлениях поисков новых залежей.
Результаты работы имеют значительные перспективы для их использования, поскольку открывают широкие возможности прогнозирования типов нефтей до открытия залежей на основе детальных геохимических исследований физико-химических свойств и состава нефтей по известным месторождениям. С этой точки зрения интересен вывод о том, что прогнозируемые типы нефтей на разведываемых площадях акватории Южного Каспия,в поисковых объектах в низах Нижнекуринской впадины, в основном, будут иметь метановый состав, т.е. будут высококачественными.
Результаты работы, несомненно, найдут свое применение в практических работах геологоразведочных организаций республики.
Личный вклад автора в выполненную работу.
Автор является ответственным исполнителем всех разработанных в диссертации вопросов.
Лично автором выполнены все аналитические работы, сделаны выводы и заключения, даны рекомендации. Автор является непосредственным исполнителем всех исследовательских работ, связанных с изучением физико-химических свойств и состава нефтей Азербайджана и обобщением результатов.
Апробация работы.
Основные положения работы использованы в темах "Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа", "Систематические битуминологические исследования пород разведочных и эксплуатационных площадей Азербайджана и полевых сборов" и докладывались: I. На республиканской конференции "Геохимия нефтегазоносных областей Азербайджана", 1974 г. 2. В НГДУ "Ширваннефть" на выездной научно-технической конференции в 1978 г. 3. В НГДУ "Мурадханлынефть" на выездной научно-технической конференции в 1979 г.
Объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, списка литературы, насчитывающего 125 наименований. Содержит /SO страниц машинописного текста, 20 таблиц, рисунков.
При выборе объектов для исследования нефтей мы исходили из того, что перспективы поисков новых месторождений и залежей нефти в отложениях продуктивной толщи связываются со структурами, расположенными в акваториях Каспия, и месторождениями Ниж-некуринской впадины, причем залежи в районе Апшеронского архипелага, Апшероно-Прибалханской зоны поднятий и северной части Бакинского архипелага предполагаются в основном в балаханской и нижележащих свитах, в южной части Бакинского архипелага, преимущественно в аналогах отложений верхнего отдела, а в Нижнеку-ринской впадине - в невскрытой бурением части ПТ на разрабатываемых месторождениях и неантиклинальных ловушках.
Работа основана на собственных анализах специально отобранных проб нефтей. Всего нами исследовано более 80 проб неф-тей (1400 определений). Исследованием охвачены нефти продуктивной тощи Апшеронской, Нижнекуринской, Шемахино-Кобыстанской областей и акватории Бакинского архипелага.
Содержание работы.
B введении отмечена актуальность темы диссертации, указана цель работы и в виде аннотации изложена новизна, внесенная в исследование проблемы.
В I главе дана краткая геолого-геихимическая характеристика отложений продуктивной тощи изученных нефтегазоносных областей Азербайджана, в частности, литолого-стратиграфические особенности, нефтегазоносность и геохимическая характеристика отложений, а также приведена схема сопоставления разрезов продуктивной тощи Нижнекуринской впадины, юго-восточного Кобыста-на, северной части Бакинского архипелага с разрезом ПТ Апшерон-ского полуострова.
Во П главе приводятся результаты комплексного геохимического исследования нефтей, показатели физико-химической характеристики изученных нефтей, в частности, определены взаимосвязи между содержанием азота, серы и силикагелевых смол, зависимость каждого из них от плотности и глубины залегания. На основе изучения группового и компонентного состава нефтей выявлена степень их превращенностй в зависимости от гипсометрической глубины залегания вмещающих пластов. Составлены карты изученности нефтей ЛТ по их плотности, содержанию парафина, нафтеновых кислот и силикагелевых смол.
В Ш главе методом спектроскопического исследования изучены вопросы генезиса и характер распределения ряда микроэлементов в нефтях ПТ Азербайджана, с помощью вычисленных коэффициентов корреляции дана оценка степени связи между отдельными парами химических элементов. Кроме того, составлены схемы зольности нефтей и распределения в них никеля, ванадия, железа.
Четвертая глава посвящена вопросам формирования состава нефтей, рассмотрены основные факторы, обусловившие образование в отложениях продуктивной толщи нефтей различного состава.
Несмотря на сложное геологическое строение Азербайджанской нефтегазоносной провинции и качественное разнообразие нефтей, полученный экспериментальный материал дает возможность установить некоторые закономерности изменения их свойств и состава в зависимости от условий залегания. В нефтях продуктивной толщи при глубоком ее погружении ( до 3000-5000 м) ведущую роль играют факторы катагенного метаморфизма, основной тенденцией которого является деструкция малоустойчивых высокомолекулярных компонентов, увеличение содержания низкомолекулярных аренов и твердых парафинов. Эти черты возрастающей превращенности нефтей Азербайджана с увеличением глубины их залегания и геологического времени образования проявляются как в пределах отдельных антиклинальных поясов и локальных поднятий, так и в региональном масштабе. По изменениям, происходящим в составе нефтей по мере погружения одноименных горизонтов и по сопоставлению подсчитанных коэффициентов метаморфизма этих нефтей, выделена зона относительно "чистого" термокаталитического превращения нефтей, т.е. определена граница залегания нефтей, ниже которой термокаталитические превращения являются доминирующими,
Комплексными геохимическими исследованиями нефтей выявлены элементы сходства и различия между ними, что дало возможность сгруппировать нефти по типам, несущим общие черты генезиса. Полученные нами результаты комплексного геохимического исследования проб нефтей почти всех месторождений республики и выявленные при этом закономерности изменения химического состава и физико-химических свойств этих нефтей дают возможность уверенно прогнозировать качественный состав и преобладающий тип нефтей на перспективных направлениях поисков новых залежей.
В заключении приведены выводы о том, что наиболее перспективными для дальнейших поисков новых нефтегазовых месторождений и приращения запасов являются локальные поднятия, расположенные в зоне Апшеронского архипелага с одноименным порогом и в акватории Бакинского архипелага, за которыми следует Нижнекуринская впадина. Прогнозируемый тип нефтей на разведываемых площадях акватории Южного Каспия и поисковых объектах в низах Нижнекуринской области будет метановый.
Литолого-стратиграфические особенности ПТ
Богатейшие залежи нефти и газа в Азербайджане связаны с песчаными горизонтами продуктивной толщи (среднего плиоцена).
Вопросы геолого-геохимических условий залегания и литофа-ций нефтегазоносных толщ Азербайджана к настоящему моменту изучены достаточно подробно и освещены в трудах М.Г.Агабекова (I960), А.А.Али-заде (I960, 1966, 1968, 1975), А.Г.Алиева (1949, 1955), А.К.Алиева (I960), Г.А.Ахмедова (1957), А.М.Ахмедова (1961, 1966, 1968), В.В.Вебера (1966, 1973, 1978, 1983), В.А.Горина (1934, 1963), Э.АДаидбековой (1955), Д.В.Жабрева (1955), К.А.Исмайлова (1964, 1972), Ш.Ф.Мехтиева (1956, 1969), С.Г.На-дирова (1974), С.Г.Салаева (1964), А.Д.Султанова (1963), Э.А.Та-гиева (1972), А.А.Якубова (І94І).
Продуктивная толща развита в депрессионных зонах - в Цри-каспийско-Кубинской области, Апшеронском периклинальном погружении Большого Кавказа, в юго-восточном Кобыстане, Куринской межгорной впадине. Наиболее широкое распространение и в благоприятной литофации она имеет в южной ванне Каспийского моря, включая зону Апшероно-Прибалханского порога и охватывает территорию юго-западной Туркмении. В северо-западной шельфовой зоне Южного Каспия продуктивная толща характеризуется наибольшим стратиграфическим объемом,и мощность ее превышает 4200-4500 м.
Разрез продуктивной толщи наиболее полно изучен и расчленен в Апшеронской нефтегазоносной области (Апшеронский полуостров и Апшеронский архипелаг) и является эталоном для других областей распространения отложений этой толщи ( рис.1.1).
В пределах Апшеронской области продуктивная толща представлена неравномерным чередованием глин, песков, алевритов и песчаников. Ее разрез делится на два отдела: нижний и верхний,кажцый из которых в свою очередь подразделяется на свиты.
Нижний отдел расчленяется на следующие свиты (снизу вверх): Калинская (КаС), мощностью от 0 до 600 м (Нефтяные камни), под-кирмакинская (ПК) - до 140 м, Кирмакинская (КС) - 275 м, надкир-макинская (НКП) - 50-60 м и надкирмакинская глинистая (НКГ) -40-150 м.
Верхний отдел, в свою очередь, делится на следующие свиты: средний отдел - свита "перерыва" мощностью до 100-140 м, бала-ханская 390-730 м, сабунчинская - 240-420 м и сураханская -340-2200 м Шахова Коса).
Коллекторами нефти и газа являются песчано-алевритовые пласты и горизонты, характеризующиеся хорошей отсортированнос-тью и благоприятными литофизическими и фильтрующими параметрами.
Мощность продуктивной толщи меняется в широких пределах, от 1000-1200 м до полного выклинивания в северо-западной части области и до 4200 м в более погруженных южных и юго-восточных частях ее как за счет приращения снизу стратиграфических подразделений, так и вследствие возрастания общей мощности яруса. Продуктивная толща в наибольшем стратиграфическом объеме представлена в южной части области. Зачастую отложения ПТ залегают на подстилающие ее отложения несогласно. Наибольшей песчанис-тостью отличаются свиты ПК, НКП, свита "перерыва" и балаханская свита.
Свиты нижнего отдела и свита "перерыва" продуктивной толщи в Ашперонской нефтегазоносной области по литофациальным особенностям отличаются достаточно уверенной сопоставимостью между отдельными площадями. Вышележащие же свиты ПТ по мере удаления от Апшеронской области в южном и юго-западном направлении становятся более глинистыми и параллелизация их ме&цу площадями вызывает большие трудности. Вследствие этого разрез верхнего отдела продуктивной тощи в юго-восточном Кобыстане, Куринской впадине и на Бакинском архипелаге разбивается на свиты и горизонты применительно к местным условиям.
Б пределах изученной бурением северной половины Бакинского архипелага и на северо-восточной части Нижнекуринскои депрессии (Пирсагат) разрез продуктивной толщи начинается с аналогов подкирмакинской свиты. Здесь выделяются в ее разрезе ПК, КС,НКП (УШ гор), НКГ, свита "перерыва" (УЇЇ гор) и УШ горизонт балахан-ской свиты (УІ горизонт по Локбатану), тлеющие терригенно-мине-ралогический состав, аналогичный или близкий Апшеронской области. Остальные стратиграфические единицы верхнего отдела продуктивной толщи, общей мощностью более 2500 м, представлены в основном глинами преимущественно бурых тонов с редкими и маломощными прослоями песков и алевритов. Лишь в кровельной части ПТ в интервале 300-500 м наблюдается относительное увеличение количества и мощности песчано-алевритовых прослоев.
В северо-западном и западном направлениях от прибрежной полосы Южного Каспия заметно уменьшается мощность ПТ, главным образом, за счет последовательного выклинивания снизу вверх подошвенных свит. В тех же направлениях ухудшается литофациаль-ная характеристика разреза и соответственно коллекторские свойства песчаных пород.
Общая физико-химическая характеристика нефтей
По направлению к месторождениям Сураханы, Ка-рачухур, о.Песчаный, Бахар плотность нефтей постепенно уменьшается. В рассматриваемой антиклинальной зоне наиболее распространенными по величине плотности являются тяжелые и средние нефти, значительно реже встречаются легкие.Последние приурочены к верхним горизонтам Сураханского месторождения (сураханская "белая" нефть) и морским нефтегазоносным площадям (о.Песчаный, Бахар). К ним относятся нефти X гор. балаханской свиты нового месторождения им. 28 Апреля на Апшеронском пороге - 0,8562-0,8600.
В этой связи уместно привести некоторые результаты проведенного А.С.Гаджи-Касумовым анализа количественного распределения запасов нефти нижнего отдела продуктивной толщи по средним значениям плотностей (1967). Так, на Балаханы-Сабунчи-Рама-нинском месторождении большую часть всех запасов составляют нефти плотностью 0,901-0,920, в Сураханской - 0,881-0,900, а на месторождении о.Песчаный - 0,861-0,870 г/см3.
Таким образом, исследованные нами пробы нефтей укладываются в указанные интервалы плотностей.
В пределах каждого месторождения данного антиклинального пояса наблюдается аномальная "инверсионная" картияа изменения плотности нефтей со стратиграфической глубиной, особенно по всей Апшеронской нефтегазоносной области (А.С.Гаджи-Касумов, 1971).
На Балаханы-Сабунчи-Раманинском месторождении плотность меняется по разрезу в узких пределах с непостоянным знаком градиента изменения. Такой же меняющийся характер колебаний отмечается в пределах Карачухурского месторождения, но диапазон его значительно шире при наименьшем значении плотности в кирмакинской свите и максимальном - в надкирмакинской глинистой.
На Сураханском месторождении плотность нефтей отчетливо растет со стратиграфической глубиной, на о.Песчаном - уменьшается.
Таким образом, единообразия в изменении плотности Апшерон-ских нефтей Фатьмаи-Зых-Бахарской зоны не наблюдается и к ним вполне применимо замечание Б.И.Султанова (1959), что "...исключения повторяются чаще, чем закономерности Нефти Бузовны-Зыринского пояса по сравнению с нефтями антиклинального пояса Фатьмаи-Зых-Бахар отличаются несколько пониженной плотностью и более узким диапазоном ее изменений - от 0,8580 до 0,9069 г/см3 (см.табл.2.І). В пределах рассматриваемой зоны самыми тяжелыми являются нефти свиты KCg и ПК Бузовнин / 20 ского месторождения ( и 4 = 0,8897-5-0,9069).
Нефти Калинского месторождения характеризуются большим разнообразием и по значениям плотности (от 0,8580 до 0,9007) относятся к тяжелым, средним и легким. На Зыринском месторождении преобладают нефти средней плотности. К ним относятся исследованные нами пробы нефти из свит КаС и ПК ( cf = 0,8744 и 0,8856); на этом месторождении встречаются и легкие нефти.
В распределении плотности нефтей по разрезу наблюдается такая же пестрота, как в пределах Фатьмаи-Зыхской антиклинальной зоны. На Бузовнинском месторождении плотность нефтей возрастает со стратиграфической глубиной (от КС5 к ПК), на Зыринском - она понижается (от свиты ПК к КаС). Что касается месторождения Кала, то здесь отмечается характерная картина непостоянства градиента изменений - от свиты HKTg до Ж, плотность нефтей увеличивается, а в нижезалегающих горизонтах (КаС) - уменьшается.
Микроэлементы нитей ПТ Азербайджана
Отбензиненная часть нефтей характеризуется довольно близкими и высокими значениями общей цикличности (Ко=1,90 2,53); здесь четко выражено преобладание числа нафтеновых колец на усредненную молекулу (КН=І,48 2,І4), в связи с чем высококипящая часть нефтей отличается повышенной величиной циклопарафинистос-ти ( --- а 0,77 0,85), тогда как степень ароматичности (--) незначительна и равна 0,15-0,23.
По содержанию С-атомов одноименных структурных групп нефти, залегающие на глубине менее 3000 м, существенно не различаются; количество ароматических атомов углерода (Са) в маслах этих нефтей не превышает 16,0 %9 а количество алифатических
(С,.) и нафтеновых (С ) в них менее 50 %, хотя наблюдается некоторое колебание в соотношениях между процентами См и Сн. Заметно отличаются по этим показателям лишь глубокозалегающая нефть площади Кянизадаг (4697-4714 м), в которой отмечается двукратное преобладание алифатических атомов углерода над нафтеновыми. Эта нефть по составу и легкой и масляной части по сравнению с другими исследованными нефтями Кобыстана, является наиболее метанизированной и обогащенной легкой ароматикой.
Таким образом, мы и в данном случае имеем яркий пример формирования состава нефти под влиянием факторов катагенного метаморфизма.
Общим для всех исследованных нефтей Бакинского архипелага является преобладание метановых углеводородов в групповом составе их легких и высококипящих фракций.
В пределах Сангачальского месторождения содержание метановых углеводородов в легкой части нефтей уменьшается по падению пластов от 66,8 до 52,7 %. Скважины, из которых добываются гипсометрически наиболее глубокозалегающие нефти, расположены в приконтурнои зоне. Следовательно, уменьшение степени метанизации нефтей происходит на контакте нефтяной залежи с пластовыми водами. Содержание нафтеновых углеводородов при этом возрастает от 12,3-14,2 % до 35,1 %щ Количество легкой ароматики довольно высокое (12,2-21,5 %), причем оно несколько уменьшается в нефтях горизонтов меньшей глубины залегания.
В групповом углеводородном составе низкокиляшей части нефтей месторождения Дуванный содержание метановых углеводородов изменяется от 48,4 до 64,3, закономерно возрастая с увеличением гипсометрической глубины. Содержание нафтеновых углеводородов при этом значительно уменьшается (от 33,6 до 15,9 %) Что же касается легкой ароматики, то ее количества изменяются в очень небольшом диапазоне (18,0-20,7 %) Исключение составляет вышеупомянутая нефть из наиболее погруженной части залежи; под влиянием контакта с водами, содержание низкокипящих метановых углеводородов в ее составе уменьшается по сравнению с вышезалегающими нефтями до 52,1 %. Одновременно понижается и количество легкой ароматики (до 16,5 %), а содержание нафтеновых растет, достигая 31,4 %.
Образец нефти месторождения о.Булла сходен по составу своей легкой части с нефтями других месторождений Бакинского архипе -лага.
Все эти нефти, в том числе претерпевшие определенные изменения в результате взаимодействия с водой и содержащимися в ней компонентами, сохраняют тем не менее черты значительной превра-щенности. В связи с этим они содержат немало легких ароматических углеводородов; содержание последних в нефгях, не контактирующих с водой, превышает количество нафтеновых (рис.2.7).
Высококипящие фракции исследованных нефтей характеризуются близкими значениями общей цикличности, варьирующими для боль -шенства проб в пределах 1,7-1,9. Более высокой степенью циклизации (2,2) отличается контактирующая в пластовыми водами нефть из скв. 511 (Дуванный). Она же характеризуется другими структурными особенностями углеводородов - существенным преобладанием нафтеновых колец над ароматическими при пониженной степени али-фатичности усредненных молекул.
Вторая проба отбензиненной нефти, также приуроченная к лри-контурной зоне, содержит менее 50 % метановых утлеводородов и отличается минимальным значением степени алифатичносги.
В остальных нефтях весовой процент атомов углерода распределяется следующим образом между структурными группами углеводородов. На алифатические структуры приходится от 52,86 до 60,70 % утяеродных атомов. Содержание нафтеновых и ароматических структур варьирует в довольно широком диапазоне как по району в целом, так и в пределах каждого месторождения.
