Нефтехимия, 2019, T. 59, № 5, стр. 502-507

СОСТАВ ПРОДУКТОВ ТЕРМОЛИЗА АСФАЛЬТЕНОВ ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ ВОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

О. В. Валяева 1*, Н. Н. Рябинкина 1, Д. А. Бушнев 1

1 Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Обособленное подразделение Федерального исследовательского центра Коми НЦ УрО РАН
167982 Сыктывкар, Россия

* E-mail: valyaeva@geo.komisc.ru

Поступила в редакцию 14.03.2019
После доработки 05.04.2019
Принята к публикации 13.05.2019

Полный текст (PDF)

Аннотация

Проведено исследование продуктов термолиза асфальтенов природных битумов нижневизейского возраста, отобранных из разных участков Войского месторождения Тимано-Печорской провинции. Установлено, что в результате термолиза асфальтенов генерируются алканы, изопренаны, алкены, стераны и гопаны. Генетические показатели, определенные по составу биомаркеров, идентифицированных в составе продуктов термолиза асфальтенов, не противоречат возможной генетической связи исследуемых битумов и нефтей доманикового типа Тимано-Печорской провинции.

Ключевые слова: асфальтены, термолиз, углеводороды-биомаркеры, Тимано-Печорская провинция.

В настоящее время в связи с постепенным истощением запасов нефти и природного газа все больше внимания уделяется изучению нетрадиционных источников углеводородного сырья: тяжелым нефтям и природным битумам, запасы которых в несколько раз выше, чем нефти и газа [1, 2]. По данным работы [3] в Республике Коми перспективные месторождения и проявления природных битумов выявлены в пределах западного борта Ижма-Печорской впадины – Аким-Ельское, проявления Нижне-Омринской и Вой-Вожской площадей, месторождения Ухтинской антиклинали в пределах Ярегской площади, проявления битуминозных пород Печорской гряды и Средне-Печорского поперечного поднятия – Кожвинско-Кыртаельской, Воя-Соплясской, Югидской площадей.

Тяжелые нефти и битумы характеризуются высоким содержанием смолистых и асфальтеновых компонентов [4]. Поэтому исследования, направленные на изучение состава и структуры этих компонентов, на сегодняшний день являются актуальными и востребованными.

Данная статья является продолжением работ по изучению природных битумов Войского месторождения, территориально приуроченного к Воя-Соплясской антиклинали Среднепечорского поперечного поднятия севера Предуральского краевого прогиба Тимано-Печорской провинции. Битуминозные песчаники имеют нижневизейский возраст и перекрываются полимиктовыми песчаниками пермского возраста [5]. Ранее [6] было установлено, что битумы Войского месторождения относятся к классу асфальтитов и представляют собой продукт гипергенного преобразования нефтяной залежи. С момента выхода в зону гипергенеза битумы исследуемых пород претерпели сильнейшее микробиологическое окисление. Исследование на молекулярном уровне методами ГХ и ХМС продуктов фракционирования битумоидов показало полное отсутствие н-алканов и изопреноидов, определяемых концентраций стеранов и гопанов, и не позволяет достоверно установить генезис асфальтитов (см. ниже рис. 1а, 2а, 3а).

Рис. 1.

Типичные масс-хроматограммы н-алканов и изопренанов (m/z 57) образца битума Войского месторождения: (а) в УВ-фракции битума; (б) в продуктах термолиза асфальтенов битума.

Обычно в геохимической практике для высвобождения углеводородов-биомаркеров из асфальтенов используется метод термической деструкции в атмосфере инертного газа или воды. Согласно [7, 8] термолиз асфальтенов позволяет проводить достаточно надежную корреляцию углеводородного состава нефтей и твердых природных битумов. Применение этого метода для асфальтенов, непосредственно выделенных из природных битумов, встречается в работах [912].

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Объекты исследования – асфальтены битумов, извлеченные из битуминозных кварцевых мелкозернистых песчаников разных частей Войского месторождения. Содержание битума в песчанике составляет 2–8%. Характеристика битумов представлена в табл. 1. По содержанию масляной фракции и элементному составу битумы отнесены к классу асфальтитов. Значения изотопного состава углерода битума и его фракций отвечают органическому веществу морского происхождения.

Таблица 1.  

Литолого-геохимическая характеристика битумов Войского месторождения [6]

Показатели Образец 1 Образец 2 Образец 3
Литология Песчаник н/н Песчаник Песчаник н/н
ХБА, % 1.95 2.23 7.62
Насыщенные УВ, % 6.12 4.88 6.19
Ароматические УВ, % 9.30 5.85 18.56
Асфальтены, % 58.62 60.01 33.78
Элементный анализ С, % 74.50 82.7
Н, % 8.80 10.60
О, % 9.10 4.20
N, % 0.82 0.92
δ13C, ‰ PDB битумоид –28.80 –28.60 –29.00
насыщенные УВ –28.50 –28.40 –29.60
ароматические УВ –27.90 –27.90 –28.00
асфальтены –27.90 –27.90 –28.70

Асфальтены были выделены из битумов по стандартной методике [13] осаждением 40-кратным объемом н-гексана и подвергнуты вторичному переосаждению для исключения влияния возможных примесей нефтяных углеводородов (УВ). Термолиз асфальтенов (масса образца около 80 мг) осуществлялся на специально собранной установке, включающей кварцевую трубку диаметром 1.5 см с загнутым на 90 градусов отводным концом, помещенным в ловушку (хлороформ, охлаждаемый льдом) для продуктов термолиза. Термолиз проводили в инертной атмосфере в течение часа при температуре 350°С. Продукты термолиза улавливали хлороформом, затем высушивали до полного испарения хлороформа. Далее термолизат разделяли методом колоночной хроматографии: в качестве сорбента использовали силикагель (Fluka), элюэнт – н-гексан. Изучение УВ-фракции проводили методом хромато-масс-спектрометрии (ГХ-МС). ГХ-МС выполняли на хромато-масс-спектрометре Shimadzu 2010 Ultra с использованием системы компьютерной обработки данных в режиме SIM с записью ионов с m/z 57, 217 и 219, а также в режиме SCAN. Разделение УВ осуществляли на капиллярной колонке с фазой HP-5, 30 м × 0.25 мм, толщина слоя неподвижной фазы 0.25 мкм. Температура программировалась от 110 до 300°С со скоростью подъема температуры 5°С/мин. Температура инжектора 300°С, детектора – 250°С. Газ-носитель – гелий.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Распределения продуктов термолиза на хроматограммах по общему ионному току (TIC) практически одинаковы для всех образцов асфальтенов: наблюдаются н-алканы, н-алкены-1, изопренаны и невысокие концентрации стеранов и терпанов. Отмечается незначительное преобладание гопанов над стеранам.

Алканы и изопренаны. н-Алканы характеризуются унимодальным распределением с преобладанием в диапазоне н13н18 (рис. 1б). Так относительная концентрация низкомолекулярных алканов состава н13н18 достигает 52.14% (см. табл. 2). Затем наблюдается заметное уменьшение содержания высокомолекулярных н-алканов. На высокомолекулярные алканы нормального строения состава С25–С33 приходится всего от 2.65 до 3.25%. Коэффициент нечетности 2*С17/(С16 + С18) колеблется в районе единицы, что является вполне характерным для органического вещества и нефтей доманика [14].

Таблица 2.

Распределение углеводородов биомаркеров в продуктах термолиза асфальтенов

Показатель Продукты термолиза асфальтенов битумов
образец 1 образец 2 образец 3
Алканы и изопреноиды
С13–С18 52.14 47.30 49.27
С19–С24 33.65 35.65 35.40
С25–С33 3.25 2.65 2.71
изо-/н-Алканы 0.12 0.17 0.14
Pr/Ph 1.41 1.25 1.09
Pr + Ph/C17 + C18 0.24 0.34 0.26
Pr/C17 0.26 0.37 0.25
Ph/C18 0.20 0.31 0.27
2*С17/(С16 + С18) 1.04 0.97 1.07
Стераны
С27 : С28 : С29 34 : 24 : 42 31 : 25 : 44 33 : 22 : 44
С2729 0.81 0.7 0.75
С2829 0.57 0.57 0.50
dia/reg 0.18 0.15 0.26
К1* 0.36 0.41 0.47
К2** 0.53 0.49 0.48
Терпаны
βα, % C30 13.56 11.80 11.73
Г2930 1.01 1.20 1.69
22S/22S + 22R 0.53 0.58 0.56
${{{{{\text{С}}}_{{35}}}} \mathord{\left/ {\vphantom {{{{{\text{С}}}_{{35}}}} {\left( {\sum {{{{\text{С}}}_{{31--35}}}} } \right)}}} \right. \kern-0em} {\left( {\sum {{{{\text{С}}}_{{31--35}}}} } \right)}}$ 0.06 0.11 0.08
Ts/Tm 0.04 0.03 0.04
Три/пента 0.29 0.27 0.39
Стераны/гопаны 0.09 0.09 0.18

 * К1 = 20S/20S + 20R (C29 5α(H), 14α(H), 17α(H) стераны); ** К2 =abb/abb + aaa (C29 5α(H), 14β(H), 17β(H)- и 5α(H), 14α(H), 17α(H)-стераны).

Среди изопреноидных алканов удалось идентифицировать изо-C16, изо-C18, Pr и Ph. Однако содержание изо-алканов по сравнению с алканами нормального строения очень низкое (изо/н-алканы – 0.12–0.17). Значение (Pr + Ph)/(C17 + C18) изменяется от 0.24 до 0.34. Величина отношения пристан/фитан варьирует от 1.09 до 1.41. Такие отношения Pr/Ph вполне характерны для битумоидов доманика Тимано-Печорского бассейна [15]. Известно при этом, что значения величины отношения Pr/Ph могут повышаться при термическом воздействии на органическое вещество [1618].

Стераны. На рис. 2 представлены масс-хроматограммы m/z 217. Распределения стеранов, высвобождаемых из асфальтенов термолизом, очень похожи друг на друга для всех образцов асфальтенов (см. табл. 2). Среди стеранов отмечается небольшое доминирование этилхолестана. Судя по распределению стеранов С27 : С28 : С29, исходное органическое вещество (ОВ) изученных образцов накапливалось в прибрежно-морских обстановках [19]. Подобное распределение характерно для стерановых УВ нефтей из отложений вернего девона Тимано-Печорской провинции [14], битумоидов доманиковых отложении Волго-Урала [20]. Величина отношения диастеранов к регулярным стеранам является одним из показателей фациальных условий осадконакопления [21, 22]. Низкие значения этого коэффициента (0.15–0.26) указывают на то, что осаждение исходного ОВ происходило в условиях мелководного морского бассейна в карбонатных породах. Согласно [23] при формировании асфальтита в морских условиях значение отношения С28/C29 > 0.5 указывают на верхнепалеозойский возраст асфальтитов.

Рис. 2.

Типичные масс-хроматограммы стеранов (m/z 217) образца битума Войского месторождения: (а) в УВ-фракции битума; (б) в продуктах термолиза асфальтенов битума.

Показатели, определяемые по составу стерановых УВ, отвечающие за определение зрелости ОВ, далеки от равновесных. Коэффициент К1 варьирует от 0.36 до 0.47; К2 изменяется от 0. 48 до 0.53, что соответствует началу “нефтяного окна” (см. табл. 2).

Гопаны. Тритерпановые УВ представлены гопанами от Г27 до Г35, во всех случаях доминирует Г29 (рис. 3б). Для определения условий осадконакопления исходного ОВ могут быть использованы соотношения три/пента терпанов и гомогопановый индекс $\left( {{{{{{\text{С}}}_{{35}}}} \mathord{\left/ {\vphantom {{{{{\text{С}}}_{{35}}}} {\left( {\sum {{{{\text{С}}}_{{31--35}}}} } \right)}}} \right. \kern-0em} {\left( {\sum {{{{\text{С}}}_{{31--35}}}} } \right)}}} \right).$ Низкие значения соотношения три/пента-терпанов (0.27–0.39) свидетельствуют о мелководно-застойном режиме осадконакопления, что также подтверждается невысокими значениями гомогопанового индекса (0.06–0.11). Низкие значения величины отношения Ts/Tm (0.03 – 0.04) свидетельствуют о том, что накопление исходного ОВ происходило в карбонатных толщах [19]. Такой же вывод можно сделать по величинам отношения адиантан/гопан (Г2930), превышающих единицу (1.01–1.69) [24 ] .

Рис. 3.

Типичные масс-хроматограммы терпанов (m/z 191) образца битума Войского месторождения: (а) в УВ-фракции битума; (б) в продуктах термолиза асфальтенов битума.

Значения отношения 22S/22S + 22R для С31 меняются в пределах 0.53–0.58 и характеризуют ОВ начала главной фазы нефтеобразования (ГФН) . Также значительная зрелость ОВ определяется довольно низким содержанием моретановых УВ.

Отношение гопан С30/стеран С29 может быть использовано для определения фациального состава. Установлено, что стераны произошли, главным образом, из водорослей, тогда как тритерпаны произошли из бактерий. Высокое значение отношения (Г30/Ст29) (больше 20) может свидетельствовать о значительном микробиальном вкладе [24 ] .

Показатели, рассчитанные по стеранам и гопанам, свидетельствует о том, что накопление исходного ОВ происходило в карбонатных толщах.

Таким образом, генетические показатели, определенные по составу биомаркеров, идентифицированных в составе продуктов термолиза асфальтенов, не противоречат возможной генетической связи исследуемых битумов и нефтей доманикового типа Тимано-Печорской провинции, а особенности показателей зрелости могут быть связаны со стадийностью включения сорбированных УВ в структуру асфальтенов.

БЛАГОДАРНОСТИ

Химико-аналитические исследования нефтей проводились в лаборатории Органической геохимии на базе Института геологии Коми НЦ УрО РАН (ЦКП “Геонаука”, г. Сыктывкар).

Список литературы

  1. Дорохин В.П., Палий А.О. // Нефтепромысловое дело. № 5. 2004. С. 47.

  2. Бахтизина Н.В. // Стратегия развития экономики. 2013. № 35 (224). С. 30.

  3. Основные направления развития угольной и горнорудной промышленности Республики Коми до 2020 г. Министерство развития промышленности, транспорта и связи Республики Коми, 2011. 64 с.

  4. Сергиенко С.Р., Таиманова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены. М.: Наука, 1979. 269 с.

  5. Рябинкина Н.Н. // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. № 6. 2018. С. 3.

  6. Валяева О.В., Рябинкина Н.Н, Рябинкин С.В. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13, № 3. http://www.ngtp.ru/rub/4/27_2018.pdf. https://doi.org/10.17353/2070-5379/27_2018

  7. Rubinstein I, Spyckerelle C., Strausz O.P. // Geochim. et Cosmochim. Acta. V. 43. P. 1.

  8. Гордадзе Г.Н. Углеводороды в нефтяной геохимии. Теория и практика. М.: РГУ нефти и газа, 2015. 559 с.

  9. Курбский Г.П., Каюкова Г.П., Габитова Р.К., Нигмедзянова Л.3., Муталапова Р.И., Романов Г.В. // Геология нефти и газа. 1991. № 10. С. 31.

  10. Антипенко В.Р., Меленевский В.Н. // Известия Томского политехнического университета. 2009. Т. 315. № 3. С. 87.

  11. Антипенко В. Р., Меленевский В. Н. // Нефтехимия. 2012. Т. 52. № 6. С. 403.

  12. Gordadze G., Kerimov V., Giruts M., Poshibaeva A., Koshelev V. // Fuel. 2018. V. 216. P. 835.

  13. Современные методы исследования нефтей. Справочно-методическое пособие / Под. ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой, Н.Н. Абрютина. Л.: Недра, 1984. 431 с.

  14. Бушнев Д.А., Бурдельная Н.С., Валяева О.В., Деревесникова А.А. // Геология и геофизика. 2017. Т. 58. № 3–4. С. 410.

  15. Bushnev D.A. // Pertol. Chemistry. 2002. № 5. P. 291.

  16. Гордадзе Г.Н., Петров Ал.А. // Геология нефти и газа. 1986. № 3. С. 31.

  17. Bushnev D. A., Burdel’naya N. S. // Petrol. Chemistry. 2013. V. 53. № 3. P. 145.

  18. Gordadze G.N, Giruts M.V., Koshelev V.N., Yusupova T.N. // Petrol. Chemistry. 2015. V. 55. № 1. P. 22.

  19. Waples D.W., Machihara T. // AAPG Methods and Exploration. 1991. № 9. 91 p.

  20. Смирнов М.Б., Фадеева Н.П., Борисов Р.С., Полудеткина Е.Н. // Геохимия. 2018. № 8. С. 774.

  21. Brassell S.C., Fu Jiamo, Eglinton G. // Org. Geochem. 1984. V. 6. P. 11.

  22. Петров Ал.А. / Научно-прикладные аспекты геохимии нефти и газа. М.: ИГИРГИ, 1991. 21 с.

  23. Grantham P.J., Wakefield L.L. // Org. Geochem. 1988. V. 12. P. 61.

  24. Connan J., Bouroullec J., Dessort D., Albrecht P. // Org. Geochem. 1986. V. 10. P. 29.

Дополнительные материалы отсутствуют.