7. Геохимическая характеристика нефтей

Геохимическая характеристика нефтей Припятского прогиба дана ниже по материалам Е. Ф. Никуленко.

Сложное тектоническое строение Припятского прогиба и ряд других геолого-геохимических факторов обусловили сложный характер изменения состава и свойств нефтей, и в пределах каждого комплекса, района и зоны нефтегазонакопления состав и свойства нефтей изменяются в широком диапазоне. Состав и свойства нефтей обусловлены в основном условиями их образования (тип, состав и степень преобразованности исходного ОВ, фациально-геохимические условия его накопления), термобарическими условиями залегания нефтей (глубина и температура), а также условиями сохранности залежей (степень гидрогеологической закрытости, тектонической нарушенности структур).

Общей региональной закономерностью изменения состава и свойств нефтей подсолевого комплекса по площади и в пределах каждой зоны нефтенакопления является уменьшение их плотности, содержания смолисто-асфальтеновых веществ и серы, снижение доли нафтеновых и увеличение доли парафиновых структур в бензиновых и высококипящих фракциях, увеличение выхода бензиновых фракций и парафина по мере погружения отложений и с ростом температуры и давления.

По групповому углеводородному составу нефти подсолевого карбонатного комплекса относятся к метановому типу.

Содержание метановых углеводородов в бензиновых фракциях Северного нефтеносного района составляет 58‑77%, нафтеновых – 14‑28%, ароматических –11‑17%. Только в нефти Восточно-Первомайской площади ароматические углеводороды (17,15%) преобладают над нафтеновыми (14,44%). С ростом глубины залегания, температуры (палео ‑ и современной) увеличивается содержание парафиновых углеводородов в бензиновых фракциях от 58 до 77%, снижается содержание нафтеновых углеводородов с 28 до 14%, несколько возрастает содержание легких ароматических углеводородов от 11 до 17%. Паралелльно с этим уменьшаются плотность нефти, содержание смолисто-асфальтеновых веществ, серы, увеличивается выход бензиновых фракций и парафина.

Наиболее легкие (0,79 г/см³), малосмолистые (0,79%) нефти, с очень низким содержанием асфальтенов (0,02%) и серы (0,08%) установлены на Судовицком месторождении Судовицко‑Березинской зоны нефтенакопления при глубине залегания 4456‑4506 м и современной пластовой температуре более 90^о С. Нефти Оземлинско-Первомайской зоны находятся на глубине 3656‑4304 м и также являются легкими, малосернистыми (0,1‑0,2%), малосмолистыми (4,04‑4,05%). В пределах Речицко-Вишанской зоны в направлении от менее погруженных Восточно-Дроздовской, Борисовской и Речицкой площадей к более погруженным Вишанской, Давыдовской, Сосновской и Осташковичской и ростом глубины от 1835 до 3361 м и современной температуры от 47 до 75^оС снижается плотность нефти (с 0,87 до 0,79 г/см³), содержание серы (с 0,92 до 0,19%), смол (с 18,55 до 6,71%), увеличивается выход бензиновых фракций (от 14 до 28,9%). Самыми тяжелыми (0,97 г/см³), высокосмолистыми, (до 45%), высокосернистыми (до 2,6%) и малопарафинистыми (до 3,8%) являются нефти Октябрьской и Казанской площадей Червонослободской зоны. Здесь залежи нефти находятся на меньших глубинах (1880‑2700 м) и характеризуются значительной тектонической нарушенностью разломами, а также низкой степенью гидрогеологической закрытости.

Нефти подсолевого комплекса Южного нефтеносного района на Западно-Бобровичской и Савичской площадях более тяжелые, смолистые, сернистые и характеризуются низким содержанием метановых (42,46%), максимально высоким содержанием нафтеновых (39,90%) углеводородов и низкой степенью метаморфизма, что обусловлено меньшей степенью катагенетической преобразованности нефтей Южного района.

Нефти межсолевого комплекса залегают на меньших глубинах, чем подсолевого, поэтому они более тяжелые, смолистые, сернистые. Также как и нефти подсолевого комплекса, они относятся к метановому типу, но содержат меньше метановых (49‑63%) и больше нафтеновых (19‑32%) и ароматических (10‑22%) углеводородов, и иногда, особенно в Южном районе, их следует относить к метаново-нафтеновому типу. Свойства нефтей Северного нефтеносного района изменяются в широких пределах: от легких (0,80 г/см³), малосернистых (0,09%), малосмолистых (1,7%), с высоким выходом бензиновых фракций до тяжелых (0,90 г/см³), сернистых (1,13%), смолистых (23%) с низким выходом бензинговых фракций (11%). Еще более тяжелые (0,95 г/см³), сернистые (1,56%), высокосмолистые (40%) нефти получены на Каменской и Восточно-Выступовичской площадях Южного района.

Как и в нефтях подсолевого комплекса, в нефтях межсолевых отложений с увеличением глубины и температуры снижается плотность нефти, уменьшается содержание серы, смол и асфальтенов, увеличивается содержание парафиновых и снижается содержание нафтеновых углеовдородов. Однако связь эта менее четкая в связи с меньшими глубинами залегания и худшими региональными условиями сохранности нефтей в межсолевом комплексе.

Нефти Южного района отличаются от нефтей Северного района более низкой степенью метаморфизма, так как они генерированы ОВ более низкой степени катагенетической преобразованности, чем нефти Северного района. Нефти межсолевых отложений Восточно-Выступовичской площади характеризуются высокой концентрацией биомаркеров и относятся к типу биогенных, которые сформировались в процессе микробиологической деятельности в диагенезе в отложениях, температура которых не превышала 50‑60^оС (Петров и др., 1994).