Нефти изучаемой области разнообразны как по физико-химическим характеристикам, так и по групповому углеводородному составу. Плотность нефтей варьирует от 0,774 до 0,918 г/см3. Снижение плотности нефтей обусловлено повышением содержания бензиновых фракций (от 1,2 до 76 %) и уменьшением доли смол (6,47—0,49 %) и асфальтенов (1,03—0,02 %). В основном, нефти Ямала легкие, парафинистые и высокопарафинистые, малосмолистые, малосернистые, имеют преимущественно метановый состав. Наибольшее содержание парафина отмечено в преимущественно метановых нефтях нижнеюрских отложений Бованенковского месторождения — до 25,72 %. Наибольшую плотность (0,918 г/см3) имеет нафтеновая нефть пласта ТП! (апт) Новопортовского месторождения, которая при этом содержит незначительное количество смол и асфальтенов.
По групповому составу бензинов нефти характеризуются различными соотношениями углеводородов (УВ). Нефти метанового основания с содержанием парафиновых УВ 55—76 % приурочены к центральной части Ямала (Бованенковское, Восточно-Бованенковское, Верхне-Тиутейское и другие месторождения). В южной части полуострова (Новопортовское, Ростовцев-ское, Арктическое, Нейтинское и другие месторождения) распространены метаново-нафтеновые и нафтеново-метановые нефти. Уменьшение доли цикланов (нафтенов) в групповом составе УВ легких фракций нефтей в северном направлении и увеличение доли алканов и аренов указывают на увеличение в этом направлении степени «зрелости» нефтей, т.е. их катагенетической превращенности. Косвенным показателем «зрелости» нефтей северной части Ямала может служить повышение концентрации в средней части фракции (100—320 °С) нефтей относительно низкомолекулярных УВ, о чем свидетельствует увеличение в этом направлении отношения ∑н-(C13—С15)/∑н-(С23—С25) от 1,8 на Нейтинском месторождении до 3,2 на Сядорском. Увеличение содержания УВ н-C12—н-С17 может происходить за счет процессов термической деструкции более крупных молекул органического вещества (ОВ) вмещающих пород.
Исследование молекулярного состава индивидуальных УВ средних фракций показало, что в составе алканов нефтей изучаемого района, как и всей Западной Сибири, преобладают нормальные алканы над изопреноида-ми. Это отражается на значениях коэффициентов ∑н-алканов/∑изо-преноидов (6,8—14,2), изо-С19/н-С17 (0,2—0,7) и изо-С20/н-C18 (0,2—0,4). При этом значения коэффициентов, как правило, не зависят от глубины расположения залежей.
Среди нормальных алканов сумма относительно легких — в области н-С11—н-С18 — значительно превышает сумму средних и тяжелых н-алканов, соответствующих области н-С19—н-С35. В связи с этим коэффициент ∑н-(С13—C15/∑н-(C25—С27) колеблется в диапазоне 1,1—12,3. Та же тенденция отмечается и в изменении величины отношения изо-(C19—C20)/изо-(C14—C18), равной 0,3—0,6. Это может быть следствием катагенетической превращенности нефтяных флюидов.
Таким образом, все без исключения нефти Ямала относятся к единому генотипу так называемых «континентальных» нефтей: за исключением явно «незрелых» нефтей апта и альба, они характеризуются пониженной плотностью и сернистостью, преобладанием метановых У В в легких фракциях, высоким содержанием твердых алкановых УВ — парафина, отношением пристана к фитану более 2,0—2,5.
При изучении нефтяных оторочек газоконденсатных залежей Ямала и сравнении таких параметров, как выход фракций — н.к. 150, 200 и 300 °С, содержание смол, парафинов (%) , групповой состав фракции н.к. —200 °С, плотность, молекулярная масса, состав н-алканов, отношения н-гексан/н-гептан, метилциклопентан/циклогексан, были выявлены три типа нефтяных оторочек.
Нефтяные оторочки первого типа выделены в основном на месторождениях северной и центральной частей Ямала (Западно-Тамбейском, Сядорском, Верхне-Тиутейском и др.). В этих нефтях плотность от 0,834 до 0,862 г/см3, выход фракций до 150 °С — 1—8 %, до 200 °С — 5—24 %, до 300 °С — 30—52 %, концентрация твердых парафинов — 3,5—11,2 %, максимум в распределении нормальных алканов одних нефтей приходится на н(С9—С12), других — два максимума на н-(С14—С17), н-(С14—С17) и С22, молекулярная масса — 195—259, величины отношений н-гексан/н-гептан и метилциклопентан/циклогексан изменяются в пределах 0,3—0,4 и 0,5—0,7 соответственно.
Нефтяные оторочки второго типа распространены в основном в южной части полуострова, а также на Западно-Тамбейском, Сядорском и Бованенковском месторождениях. В нефтях этих залежей плотность 0,809 — 0,850 г/см3, выход фракций до 150 °С 8—21 %, до 200 °С 20—31 %, до 300 °С 45—62 %, концентрация твердых парафинов 1,8—5,1 %, максимум в распределении н-алканов в одних нефтях приходится на н-(С9—С11), в других — два максимума на н-(С4—С11) и н-(C17—С24), молекулярная масса 174—209, величины отношений н-гексан/н-гептан и метилциклопентан/циклогексан изменяются в пределах 0,6—1,2 и 0,7—0,9 соответственно.
Нефтяные оторочки третьего типа выделены на Восточно-Бованенковском (пласт БЯ4, скв.1) и Южно-Тамбейском (пласт БЯ10, скв.2; пласт ТП21, скв.1) месторождениях. В нефтях этих залежей плотность 0,774—0,797 г/см3, выход фракций до 150 °С, 32—46 %, до 200 °С 50—76 %, до 300 °С 65—93 %, концентрация твердых парафинов 1,9—3,6 %, молекулярная масса 166—170.
С целью выделения групп нефтей близкого генезиса Е В. Соболевой и Л.В. Строгановым проведена корреляция нефтей и конденсатов по методу И. Эрдмана и Д. Морриса с использованием следующих соотношений между концентрациями пар УВ фракции н.к. —130 °С, близких по химической структуре и температурам кипения:
- 1) изопентан/н-пентан,
- 2) циклопентан/2,3диметилбутан,
- 3) 2метилпентан/3метилпентан,
- 4) н-гексан/(метилциклопентан + 2,2диметилпентан),
- 5) 2метилгексан/2,3диметилпентан,
- 6) Зметилгексан/Зметилпентан,
- 7) 1транс-Здиметилциклопентан/ 1транс-2диметилциклопентанг
- 8) н-гептан/( 1,1,3триметилциклопентан + метилциклогексан),
- 9) 2,2диметилгексан/2метилгептан,
- 10) (4метилпентан + 3,4диметилгексан)/3метилгептан.
Расчет проводился по формуле R = (САа/САb)/(СВа/СВb), где в числителе дано отношение концентраций УВ а и b в нефти (конденсате) А, в знаменателе — отношение концентраций УВ а и b в нефти В.
Для сравнения нескольких нефтей одну из них принимаем за базовую (нефть В), а все остальные рассматриваются по отношению к базовой. Графически такая корреляция изображена на рис. 4.26 и 4.27, где по оси ординат распределены пары УВ (1, 2, 3 и т.д.), а по оси абсцисс — логарифмы значений отношений. Для базовой нефти — это прямая линия, параллельная оси ординат.
В результате проведенной корреляции установлено:
- нефти и конденсаты Бованенковского месторождения генетически схожи между собой, а также с нефтяными флюидами Арктического и Нейтинского месторождений (см. рис. 4.26) и образуют нурминский генетический тип (по названию мегавала, в пределах которого расположены эти структуры);
- нефти месторождений, окаймляющих Северо-Сеяхинскую впадину — Верхне-Тиутейского, Восточно-Бованенковского, Сядорского, Западно-Тамбейского — схожи между собой и отличаются по соотношению пар УВ от нефтей и конденсатов Бованенковского месторождения (см. рис. 4.26) и образуют северо-сеяхинский тип;
- нефти и конденсаты Малыгинского месторождения генетически схожи между собой (см. рис. 4.27) и образуют малыгинский тип. Исключение составляет нефть из скважины 12, расположенной в южной части структуры вблизи Сядорского месторождения, входящего по типу в другую зону.
Кроме физико-химических параметров, полезную информацию для анализа онтогенеза УВ несут сведения об изотопном составе углерода (ИСУ) метана (δ13С). Изотопные исследования проводились последние 30 лет во ВНИИЯГГе, ГЕОХИ РАН, ВНИГРИ, ВНИИГАЗе. Результаты этих исследований обобщены во ВНИИГАЗе [20, 21, 54, 83]. Фактические данные приведены в табл. 4.20.
По ИСУ метана в наибольшей степени охарактеризован разрез Бованенковского месторождения. По разрезу этого месторождения величина 613С изменяется снизу вверх и составляет в газах из отложений валанжина — 32,4 ‰, апта — 40 ‰, альба — 39,2 ‰, сеномана — 47,6 ‰ и, наконец, в самой верхней части разреза на глубине 15—150 м в газах из толщи ММП (K2m — b, P1, Q) — —70,4...—76,8 %о (Г.И. Теплинский, М.Г. Осипова, 1995). Таким образом, по разрезу Бованенковского месторождения на фоне уменьшения величины δ13С снизу вверх отмечается значительное (незакономерное) уменьшение ее в газах из толщи ММП и в меньшей мере в газах сеноманских отложений, т.е. отчетливо наблюдается ощутимое облегчение углерода метана именно в этих частях разреза.
Изотопическое утяжеление углерода метана (иногда значительное) наблюдается в газах сеноманских отложений на газовых и газонефтяных залежах, в той или иной мере затронутых тектоническими нарушениями (Нейтинская, Ямсовейская, Тазовская, Русская, Мессояхская, Еты-Пуровс-кая). Среди перечисленных наибольшее утяжеление углерода метана в газах сеноманских отложений установлено на Нейтинском (δ13С = —38,8 ‰) и Мессояхском (δ13С = —38,3 ‰) месторождениях. Утяжеление углерода метана в газах сеноманских отложений перечисленных выше залежей можно связывать с хорошей вертикальной проницаемостью разреза, обусловленной нарушенностью осадочного чехла.
В верхних горизонтах средней юры на Малыгинском, Бованенковском и Новопортовском месторождениях ИСУ изменяется в узком диапазоне —35,62...—36,64. Примечательно, что в низах юры (Новопортовское месторождение) присутствует свободный газ с самым тяжелым изотопным составом ( —30,2 ‰).