К оглавлению	УДК 547.912004.12551.763.3 (234.94)
	А.Н. Резников

ПЛАСТОВЫЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПЕРЕДОВЫХ ХРЕБТОВ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ

За последние шесть лет в недрах Сунженского, Мало-Кабардинского и Терского хребтов Восточного Предкавказья выявлены крупные скопления нефти в известняковой толще верхнего мела. По месторождениям Карабулак-Ачалуки, Заманкул, Малгобек-Али-Юрт и Хаян-Корт накоплен значительный материал по исследованию глубинных проб нефти, связанной с верхнемеловыми отложениями. Изучение этого материала позволяет в достаточной степени охарактеризовать свойства нефти в пластовых условиях (табл. 1).

Прежде всего следует отметить, что нефти названных месторождений являются пережатыми, т.е. начальное пластовое давление значительно превышает давление насыщения. Так, степень пережатия нефтей, представляющая собой отношение указанных давлений, изменяется от 1,29 (Карабулак-Ачалуки) до 7,38 (Заманкул). Следует отметить высокое недонасыщение газом заманкульской нефти; пластовый газовый фактор ее почти в 10 раз ниже, чем в залежи месторождения Карабулак- Ачалуки. Эта аномалия тем более удивительна, что продуктивная толща верхнего мела в разрезе данных месторождений залегает примерно на одной глубине, в сходной геотермической обстановке, исключающей влияние процесса «газификации» (2) нефти вследствие метаморфизма.

Очевидно, такое резкое различие свойств нефтей смежных месторождений объясняется специфическими условиями формирования залежей.

Действительно, тектонические особенности месторождения Карабулак-Ачалуки обусловили превалирующее влияние вертикальной миграции флюидов из нижнемеловых отложений; этого нельзя сказать о площади Заманкул, где, по-видимому, преобладала миграция нефти и газа из альбских отложений. С этой позиции можно легко объяснить различную насыщенность нефти газом в отложениях нижнего мела Карабулак-Ачалуков и Заманкула (табл. 2).

В первом случае наблюдается гравитационная дифференциация флюидов внутри всей меловой продуктивной толщи, обусловившая наличие положительного вертикального градиента плотности, а во втором характерным является отрицательный вертикальный градиент этого параметра (присущий большинству нефтяных месторождений мира), как результат катагенного преобразования нефтей [1].

Однако высказанные соображения полностью не объясняют высокое пережатие заманкульской нефти, особенно если учесть, что такая характеристика нефти Малгобек- Али-Юрта, геохимически сходной с первой, в три раза ниже, а количество растворенного газа в шесть раз больше.

Небезынтересно рассмотреть значения вертикального градиента плотности пластовой нефти при давлении насыщения для направлений Заманкул – Малгобек - Али-Юрт и Карабулак-Ачалуки - Хаян-Корт.

В интервале глубин залегания верхнемеловых залежей этих месторождений (соответственно 2190-2860 и 2290-3550 м) плотность нефти при давлении насыщения уменьшается в первом случае с 0,761 до 0,627 г/см³, а во втором - с 0,594 до 0,446 г/см³. Следовательно, вертикальный градиент этого параметра для направления Заманкул - Малгобек-Али-Юрт равен 20,0*10 ^-3 г/см³, а для направления Карабулак-Ачалуки - Хаян-Корт - 11,7 *10^-3 г/см³ на 100 м.

Геохимическое родство карабулак-ачалукской и хаянкортовской нефтей позволяет предполагать, что изменение их плотности с глубиной здесь главным образом обусловлено влиянием катагенеза. Если считать интенсивность катагенного преобразования нефтей с увеличением глубины залегания примерно одинаковой для рассматриваемой территории, можно найти приближенно величину плотности заманкульской нефти при нормальном ее насыщении газом. Последняя оказывается равной 0,627 + 11,7*10^-3*6,7 = 0,705 г/см³.

При помощи кривых зависимости давления насыщения и коэффициента растворимости от плотности насыщенной пластовой нефти (рис. 1), построенных по данным табл. 1, ориентировочно определим эти характеристики для нормальной заманкульской нефти.

Значения их (Рн = 123 ат, α = 0,76 м³/м³ ат) позволяют вычислить пластовый газовый фактор, который равен 93 м³/м³.

Таким образом, можно предположить, что заманкульская нефть обеднена газом более чем на 60 м³/м³.

Это аномалийное явление, очевидно, соответствует природе самого процесса боковой струйной миграции углеводородов в верхнемеловых известняках Мало-Кабардинского и Сунженского хребтов. Если учесть, что Карабулак-Ачалукская складка по кровле вернего мела в настоящее время находится на 200 м гипсометрически выше Заманкульской, то вполне вероятно, что легкие газообразные углеводороды могли мигрировать с площади Заманкул в пределы Карабулак-Ачалуков, в результате чего отмечено минимальное содержание метана (50,3%) в составе газов, растворенных в заманкульской нефти.

Незначительная трещиноватость известняков в области сочленения данных структур создавала благоприятные условия для перемещения только газообразных флюидов, которые, как известно, мигрируют и при проницаемости пород в десятые доли миллидарси.

Наряду с указанным недонасыщение заманкульской нефти газом можно объяснить и растворением последнего в подстилающей нефтяную залежь подошвенной воде. Однако роль этого фактора, несмотря на меньшую высоту залежи (в 5 раз по сравнению с Карабулак-Ачалуками), на наш взгляд, была не столь значительна, так как в чистой воде в условиях Заманкула могло раствориться всего около 3,6 м*/м³ газа [3, фиг. 122], а при минерализации ее порядка 45 г/л еще меньше. Газы в растворенном состоянии пластовыми водами не могли быть унесены, так как нефтяные залежи Передовых хребтов расположены в зоне застойного водного режима.

Различные условия залегания и формирования нефтяных залежей Чечено-Ингушетии в верхнемеловых отложениях позволяют получать (по средним данным) довольно четкие графические зависимости давления насыщения, коэффициентов растворимости, сжимаемости, теплового расширения и вязкости нефти от ее плотности (рис. 2).

Плотность пластовой нефти принята за основу вследствие того, что данный параметр учитывает особенности состава нефти и насыщающего ее газа, его количество, пластовую температуру и давление, т.е. большинство факторов, характеризующих свойства флюида в недрах.

С приближением к точке максимума (Хаян-Корт) темп увеличения давления насыщения значительно снижается, что связано главным образом с наличием в составе растворенных газов хаян-кортовской нефти меньшего количества азота и большего - углекислого газа, по сравнению с нефтями остальных месторождений. Аналогичное явление фиксируется и кривой коэффициента растворимости (см. рис. 2).

В изменении коэффициента сжимаемости наблюдается обратное явление. Последнее, вероятно, обусловлено залеганием хаян- кортовской нефти в состоянии, близком к критическому, на что указывали Л. И. Шитиков и А. М. Никаноров [4].

Более плавное уменьшение вязкости нефти в интервале Малгобек-Али-Юрт - Хаян-Корт, по сравнению с участком Заманкул - Малгобек-Али-Юрт, объясняется в основном снижением темпа ее падения по мере увеличения количества растворенного газа, когда возрастает влияние давления на вязкость. Кроме того, возможно, имеет значение аномальная недонасыщенность газом заманкульской нефти.

Таким образом, приведенная характеристика нефтей из отложений верхнего мела в недрах Передовых хребтов Восточного Предкавказья показывает, что при интерпретации изменения их параметров в зависимости от условий залегания необходимо также учитывать особенности процесса миграции углеводородов в каждом конкретном случае.

ЛИТЕРАТУРА

1. Андреев П.Ф., Богомолов А.И., Добрянский А.Ф., Карцев А.А. Превращения нефти в природе. Гостоптехиздат, 1958.

2. Козлов А.Л. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. Гостоптехиздат, 1959.

3. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.

4. Шитиков Л.И., Никаноров А.М. О возможности применения метода вытеснения нефти газом высокого давления на месторождении Хаян-Корт. Нефт. хоз., № 4, 1962.

ГНИ

Таблица 1

Месторождение	Средняя глубина залегания продуктивной части, м	Средняя пластовая температура, °С	Среднее начальное (Р0) пластовое давление, атм	нефти											газы
				Давление насыщения (РН), кг /см^2	Степень пережатия нефтей	Пластовый газовый фактор (r0), м3/м3	Коэффициент растворимости газа (α)	Объемный коэффициент нефти (Uо)	Плотность нефти в пластовых условиях (ρпл). г/см^3	Плотность пластовой нефти при давлении насыщения (ρн)	Плотность нефти в стандартных условиях	Вязкость пластовой нефти (µ), спз	Коэффициент сжимаемости (β), 10^-5 см^2/кг	Коэффициент теплового расширения (τ), 10^-5 1/°С	метан, % об.	гомологи метана, % об.	углекислый газ, % об.	азот, % об.
Заманкул	2190	89	332	45/9	7,38	29/9	0,645	1,13/9	0,787/9	0,761	0,844/9	1,06/5	11,6/9	82,0/9	50,3	47,5	0,5	1,7
Карабулак-Ачалуки	2290	88	342	265/27	1,29	280/27	1,06	1,91/24	0,609/27	0,594	0,822/25	0,261/13	30,5/27	149,1/27	71,3	24,7	0,3	3,7
Малгобек-Али-Юрт	2860	125	475	196/8	2,42	174/8	0,887	1,60/8	0,668/8	0,627	0,839/14	0,338/7	21,7/8	112,6/8	59,6	35,9	1,1	3,4
Хаян-Корт	3550	145	530	303/2	1,75	408/2	1,35	2,52/2	0,518/2	0,446	0,816/5	0,112/2	64,4/2	181,6/2	71,6	25,9	2,0	0,5

* Составлена по данным ГрозНИИ и ГНИ. Всюду в знаменателе - количество определений.

Таблица 2

Месторождение	Давление насыщения, кг/см^2	Пластовый газовый фактор, м^3/м^3	Объемный коэффициент нефти	Плотность нефти в пластовых условиях, г/ см^3	Плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, г/см^3	Вязкость пластовой нефти, спз	Коэффициент сжимаемости, 10^-5 1/ат	Коэффициент теплового расширения 10^-5 1/°С
Карабулак-Ачалуки (апт)	272/8	245/8	1,79/8	0,614/7	0,825/20	0,294/8	27,8/8	130,2/8
Заманкул (неоком)	126/1	106/1	1,38/1	0,704/1	0,826/1	0,618/1	16,5/1	93,1/1

* Составлена по данным ГрозНИИ. Всюду в знаменателе количество определений.

Рис. 1. Зависимость давления насыщения (1) и коэффициента растворимости (2) от плотности насыщенной пластовой нефти.

а - Хаян-Корт, б - Карабулак-Ачалуки, в -Малгобек-Али-Юрт; г - Заманкул.

Рис. 2. Зависимость давления насыщения (1), коэффициентов растворимости (2), сжимаемости (3), теплового расширения (4) и вязкости (5) нефти из верхнемеловых отложений - от ее плотности (в пластовых условиях).

Усл. обозначения а - г см. рис. 1.