О связи качества нефтей и газов с размерами залежей
На примере некоторых нефтеносных районов Средней Азии.
И.С. СТАРОБИНЕЦ
Теоретически качества флюидов и размеры сформированных залежей (первоначальные геологические запасы) во многих случаях могут изменяться параллельно. Например, окислительные процессы в залежах, приводящие часто к обогащению нефтей циклическими углеводородами, смолистыми, сернистыми и кислородными компонентами, а газов углекислотой и сероводородом (Возможность обогащения нефтей и газов неуглеводородными соединениями признается любой теорией изменения, нефтей в недрах [10, 1 и др.].), могут привести к уменьшению размеров залежей; природные процессы дегазации также часто сопровождаются некоторыми изменениями качества флюидов. Если же залежь подвергалась влиянию процессов метанизации (по А.Ф. Добрянскому) с образованием большого количества легких и газообразных компонентов, то теоретически размеры залежей могут увеличиваться.
Совершенно очевидно, что указанная связь, выявление которой имеет большое практическое значение, должна быть сугубо специфичной для отдельных нефтегазоносных районов.
Ниже приведены примеры связи качества флюидов с размерами залежей для двух районов Средней Азии - Прибалханского (Западная Туркмения) и Ферганской долины.
В Западной Туркмении нефтеносны красноцветные, акчагыльские и апшеронские отложения плиоцена, причем наибольшее значение имеют красноцветные пласты. Из ранее опубликованных работ [5, 7] следует, что разнообразные по свойствам нефти Прибалханского района можно свести к двум-трем типам, отличающимся по показателям углеводородного состава и некоторым неуглеводородным компонентам (табл. 1). Так, на Челекене выделяются: 1) нефти Западного Челекена и Алигула - высокопарафиновые с преобладанием метановых углеводородов и сравнительно малым содержанием нафтеновых углеводородов, смолистых веществ и карбоксильных соединений; 2) нефти Дагаджика - высокоцикличные практически беспарафиновые, смолистые, богатые нафтеновыми кислотами; 3) нефти Кум-Дага - а) в западной части - высокопарафиновые, высокобензиновые, низкосмолистые с преобладанием метановых углеводородов, б) в восточной части - высокопарафиновые, слабобензиновые, смолистые с преобладанием циклических углеводородов в бензиново-керосиновых фракциях; 4) на Небит-Даге - а) нефти центрального Небит-Дага и верхних горизонтов западного Небит-Дага циклические, слабопарафиновые, обогащенные нафтеновыми кислотами, б) нефти нижних горизонтов западного Небит-Дага - парафиновые, менее циклические; 5) на Ленинском смолистый слабопарафиновый нафтеновый тип нефтей (типа Дагаджика и центрального Небит-Дага) встречается только в виде небольшой залежи в отложениях апшерона, в основном же здесь распространен метановый высокопарафиновый тип нефтей (красноцветные отложения).
Для Прибалханского района наблюдается следующая закономерность: чем больше степень раскрытости залежей и раздробленности складки, тем относительно больше распространены высокоцикличные смолистые слабопарафиновые нефти. Например, максимальные первоначальные запасы этих нефтей обнаруживаются на Челекене (Дагаджик), минимальные - на Небит Даге (центральный Небит-Даг и верхние горизонты западного Небит-Дага). На Ленинском месторождении этот тип нефтей встречается редко (в верхних горизонтах).
В пределах каждого месторождения первоначальные запасы (размеры залежей) высокоцикличных смолистых нефтей значительно меньше, чем метановых низкосмолистых. Так, залежи Дагаджика в несколько раз меньше залежей Западного Челекена; залежи центрального Небит-Дага значительно меньше залежей нижних горизонтов западного Небит-Дага; залежи восточного Кум-Дага меньше соответствующих залежей западного Кум-Дага. На Ленинской площади указанный тип нефтей не распространен.
Более цикличные и смолистые нефти менее газонасыщены, а соответствующие попутные газы относительно обеднены гомологами метана и обогащены СО2 [6].
Следует отметить, что нефтепроявления, связанные с непромышленными залежами в пределах Западной Туркмении (Боя-Даг, Кеймир), также характеризуются высокоцикличными и высокосмолистыми нефтями.
Ранее было показано [3, 7], что высокопарафиновый низкосмолистый (с преобладанием метановых углеводородов) тип нефтей распространен в основном к юго- западу от Прибалханской региональной системы нарушений. Следовательно, эта зона с геохимической точки зрения в нефтегазоносном отношении перспективнее, чем северо-восточная зона.
При рассмотрении изменения углеводородного состава газов и некоторых показателей газонасыщенности одноименных пластов (на начало эксплуатации) по профилям месторождений Ферганской долины: Галича - Чонгара - Северный Сох [8], Сарыкамыш Северный Риштан, Майли-Су IV - Избаскент, Чангырташ - Южный Аламышик выявлены интересные результаты. По указанным профилям (т.е. по региональному погружению пластов) с преимущественным направлением к центральной части депрессии увеличиваются отношение С2Н6+высшие/СН4, давление насыщения и газовый фактор нефти. Следовательно, газонасыщенность и количество тяжелых углеводородов в газе возрастают параллельно (в отличие от изменений в пределах залежи) и по направлению к центру депрессии. Указанная закономерность выдерживается и для чисто газовых пластов (V и VII пласты палеогена по профилю Чонгара - Северный Сох, XIV пласт меловых отложений по профилю Сарыкамыш - Северный Риштан).
Для палеогеновых отложений Ферганы Ф.3. Сагидова [4] установила закономерное изменение свойств нефтей (уменьшение плотности, смолистости, содержания высших ароматических углеводородов) в направлении к центральной части Ферганской долины. В табл. 2 показано уменьшение степени цикличности нефтей, а также содержание общей серы по отдельным профилям от бортов к центру.
По некоторым палеогеновым пластам группы складок Майли-Су III - Майли Су IV - Избаскент и Айритан - Нефтеабад В. Г. Клейнберг [3] указывает на тенденцию к увеличению общей минерализации вод от областей питания к центру депрессии. Аналогичное явление отмечено М.И. Субботой (1960 г.) для вод юрских отложений. Нами также проверено это явление для указанных выше профилей. Кроме того, следует указать на общую закономерность - к центру депрессии увеличивается минерализация и содержание отдельных наиболее важных ионов (С1, Са, Na + К, Mg) и концентрация таких микрокомпонентов, как йод, и бром.
Таким образом, для Ферганской депрессии можно говорить о единой, комплексной закономерности по отношению ко всем флюидам - газам, нефтям и водам - с погружением пластов по направлению к центру депрессии увеличивается общая газонасыщенность и содержание гомологов метана в газе, усиливается метановый характер нефтей, уменьшается содержание смолистых и сернистых компонентов, все это сопровождается закономерным изменением состава пластовых вод.
Интересные и практически важные результаты можно получить, если сопоставить закономерное изменение свойств газов, нефтей и вод по направлению к центру депрессии с первоначальными геологическими запасами нефтей и газов или с размерами залежей.
Полученные результаты показывают, что закономерное изменение свойств флюидов по региональному погружению пластов к центру депрессии сопровождается ростом геологических запасов соответствующих залежей и размеров последних, в большинстве случаев растет также общее количество залежей по разрезу. При этом необходимо учитывать, что часто в пластах, расположенных ближе к бортам депрессии, отсутствуют залежи (II, VIII и меловые пласты Чонгары, пласты экзогировой свиты Сарыкамыша, меловые пласты Чангырташа) или имеются скопления флюидов непромышленных (палеогеновые пласты Майли-Су II и Майли-Су III, пласты V и VII палеогена Чангырташа и др.).
Таким образом, устанавливается связь между геохимическими показателями газов, нефтей и вод, их взаимоотношением и газонефтеносностью Ферганы, из него вытекает практический вывод; при прочих равных условиях (хорошие коллекторские свойства, полноценная структура и др.) из данной группы складок в первую очередь следует разбуривать наиболее удаленную от бортов депрессии. Эти же структуры будут и наиболее газонасыщенными. Структуры, непосредственно примыкающие к бортам депрессии, могут оказаться пустыми или содержать весьма незначительные залежи, что подтверждают результаты бурения на Нурсуке, Тузлуке и других площадях. При получении же первых данных по составу газов, нефтей и вод приоритет должны иметь структуры, где более тяжелые газы сопровождаются относительно легкими (более метановыми) нефтями, контактирующими с более высокоминерализованными водами, сравнительно обогащенными йодом и бромом.
Интересно также сопоставить содержание сернистых соединений в газах, нефтях и водах с размерами залежей. Так как по направлению к центру депрессии имеется тенденция к уменьшению содержания серы в нефтях (табл. 2), то в соответствии с изложенным выше газонасыщенность по площади изменяется обратно изменению содержания серы, а концентрация последней в нефтях не служит благоприятным признаком открытия значительных залежей.
Повышенное количество сернистых соединений в нефтях, газах и водах месторождений Южной Ферганы сопровождается ограниченными размерами залежей (VII пласт Ханкыза, залежи Шор-Су и др.). Газы VII пласта Палванташа, расположенного между богатыми H2S залежами (V и VII пласт), практически лишены H2S, что соответствует относительно большим первоначальным запасам нефти.
Во всех указанных случаях как бы подтверждается положение о взаимосвязи серы и нефти, однако не в смысле парагенезиса залежей элементарной серы с залежами нефтей [9]. Повышенное содержание H2S в газах и серы в нефтях является отражением активности сероводородных вод, которые оказали тем большее воздействие (осернение), чем меньшими были размеры залежей. Кроме того, взаимодействие вод и нефтей может сопровождаться известным разрушением залежей.
Особенно малы размеры залежей в случае высокого содержания H2S в водах при наличии весьма ограниченных его количеств в газах соответствующих пластов (VII пласт Ак-Сарая, V и VII пласты Чонгары и др.), а также при наличии аномально высокого количества С02 в газах (V пласт Майли-Сая и Текебеля, табл. 3).
Таким образом, геохимические данные указывают на высокую перспективность (особенно в отношении газоносности) депрессионных зон Ферганы (центральная часть депрессии).
Нефтяные залежи в Сурхан-Дарьинском районе обнаружены в известняках бухарского и алайского ярусов палеогена. Нефть отличается исключительно высоким содержанием серы (4-5%) и смолистых веществ (силикагелевых смол 26-33%, асфальтенов - до 6%), газонасыщенность пластов, как правило, ничтожная, а размеры залежей ограничены.
Таким образом, во многих случаях обнаруживается связь изменения качества нефтей и газов по разрезу и площади с размерами залежей, что может быть дополнительным критерием нефтегазоносности.
Высокоперспективными следует признать депрессионные зоны Прибалханского района западной Туркмении (к юго-западу от Прибалханского разрыва) и Ферганской долины (центральная часть депрессии).
ЛИТЕРАТУРА
1. Андреев П.Ф. и др. Превращения нефти в природе. Гостоптехиздат, 1958.
2. Великовский А.С., Павлова С.Н. Советские нефти. Справочник. Гостоптехиздат, 1947.
3. Клейнберг В.Г. В кн. «Геол. строение и нефтеносность Ферганы». Тр. ВНИГРИ, Гостоптехиздат, 1957.
4. Сагидова Ф.З. Узб. геол. журнал № 2, 1960.
5. Старобинец И.С. Сб. трудов Туркм. филиала ВНИИ. Изд. АН Туркменской ССР, 1957.
6. Старобинец И.С. Сб. трудов
7. Туркм. филиала ВНИИ. Изд. АН. Туркмен. ССР, 1957.
8. Старобинец И.С. Тр. компл. южной геол. экспед. АН СССР, (КЮГЭ), т. 5. Гостоптехиздат, 1960.
9. Старобинец И.С., Сабиров X.З. ДАН УзССР, № 4, 1961.
10. Уклонский А.С. Узб. фил. АН СССР, 1940.
11. Успенский В.А., Радченко О.А. К вопросу генезиса типов нефтей. Ленгостоптехиздат, 1947.
ИГИРНИГМ АН УЗ ССР
Таблица 1 Характеристика различных типов нефтей красноцветных отложений Прибалханского района
|
Месторождение и горизонт |
Удельный вес, d420 |
Содержание, % |
Отношение нафтеновых углеводородов к метановым во фракции 122-250° С |
Среднее содержание колец во фракции 250-500° С, % |
Содержание нафтеновых кислот, % вес. |
Содержание СО2 в попутных газах, % |
||
|
силикагелевых смол |
парафина |
ароматических |
общих |
|||||
|
Центральный Небит-Даг, V горизонт |
0,874 |
13 |
1,1 |
1,66 |
0,52 |
2,30 |
1,6 |
2,3 |
|
Западный Небит-Даг, V горизонт |
0,863 |
7,4 |
8,0 |
0,85 |
0,37 |
1,80 |
0,6 |
0,3 |
|
Восточный Кум-Даг, V горизонт |
0,872 |
8,5 |
13,7 |
2,82 |
0,32 |
1,73 |
1,0 |
1,5 |
|
Западный Кум-Даг, V горизонт |
0,844 |
3,7 |
10,0 |
0,62 |
0,22 |
1,54 |
0,3 |
0,2 |
|
Челекен - Дагаджик, III пачка |
0,876 |
10,2 |
0,8 |
1,93 |
0,50 |
2,53 |
2,0 |
3,2 |
|
Западный Челекен, III пачка |
0,843 |
6,7 |
7,6 |
0,71 |
0,38 |
1,71 |
0,2 |
0,6 |
|
Ленинское, апшерон |
0,890 |
12 |
1,3 |
2,96 |
0,54 |
2,45 |
|
1,0 |
|
Ленинское, красноцветные отложения |
0,857 |
7,0 |
9,5 |
1,00 |
0,53 |
1,79 |
- |
0,3 |
Таблица 2 Изменение свойств нефтей ферганы и нефтенасыщенности с погружением пластов по направлению к центру депрессии
|
Пласты |
Месторождение |
Удельный вес, d420 |
Выход акцизных смол, % |
Содержание, % |
Общее количество залежей (нефтяных и газовых) по разрезу |
|
|
общей серы |
ароматических углеводородов во фракции 122-250° С |
|||||
|
IV |
Гальча |
0,887 |
22 |
0,37 |
33,4 |
2 |
|
|
Чонгара |
0,868 |
16 |
0,21 |
28,2 |
3 |
|
|
Северный Сох |
0,840 |
13 |
0,14 |
18,8 |
11 |
|
V |
Чангырташ |
0,847 |
17 |
0,41 |
22,0 |
2 |
|
|
Южный Аламышик |
0,828 |
12 |
0,12 |
15,5 |
7 |
|
V |
Майли-СУ II |
0,916 |
75 |
0,32 |
- |
нет |
|
|
Майли-СУ III |
0,872 |
56 |
0,12 |
- |
1 |
|
|
Майли-СУ IV |
0,867 |
41 |
0,24 |
21,5 |
4 |
|
|
Избаскент |
0,852 |
32 |
0,12 |
19,0 |
5 |
|
VII |
Майли-СУ II |
0,934 |
72 |
- |
- |
- |
|
|
Майли-СУ III |
0,859 |
48 |
0,38 |
- |
- |
|
|
Майли-СУ IV |
0,867 |
52 |
0,33 |
19,6 |
- |
|
|
Избаскент |
0,851 |
41 |
0,14 |
20,4 |
- |
Таблица 3 Содержание кислых компонентов в газах и водах некоторых залежей Ферганы
|
Месторождение, пласт |
В газах, % об. |
H2S в воде, мг/л |
Характер залежи |
|
|
CO2 |
H2 |
|||
|
Ак-Сарай, VII |
0,1 |
0,1 |
130 |
непромышленная |
|
Чонгара V |
0,4 |
0,02 |
58 |
непромышленная |
|
VII |
0,4 |
0,05 |
181 |
непромышленная |
|
Текебель, V |
17,0 |
0,02 |
- |
небольшая |
|
Майли-Сай, V |
24,7 |
0,05 |
3 |
полупромышленная |