Исследования природных углеводородных смесей в отложениях нефтегазоносных бассейнов показали, что их состав и фазовое состояние существенно изменяются по площади. Достоверно установлено, что в зависимости от термобарических условий недр существует определенная зональность в распределении фазового состава УВ.

В 1961 г. К.К. Ландес [8], а позже В.Г. Осадчий и В.В. Байбаков [4], изучая пластовые температуры, пришли к выводу о глубинной зональности размещения нефти и газа. Ими был составлен график зависимости фазового состояния УВ в залежах от напряженности геотемпературного поля. Согласно графику, при температуре ниже 150 °С находятся газовые и нефтяные залежи, а при температурах выше 150 °С - только газовые,

Кроме того, как отмечено в работе [1], на фазовый состав УВ особенное влияние оказывают термобарические условия недр (при пластовых давлениях более 18 МПа). Такие условия характерны для подсолевого комплекса Прикаспийской синеклизы. Здесь пластовые давления значительно превышают 18 МПа.

Вышеприведенные исследования не позволяют раздельно прогнозировать фазовое состояние УВ в недрах нефтегазоносных провинций при пластовых температурах ниже 150°С, а именно такие температуры характерны для подсолевого комплекса большей части Прикаспийской синеклизы. Кроме того, известны случаи нахождения УВ в жидкой фазе при температурах 160-186 °С [6, 7]. Из опытов известно, что УВ нефтяного ряда существуют до температур 175-200^оС [2]. Позже М.С. Моделевским [3] был составлен график физического состояния УВ в недрах в зависимости от отношения фонового давления насыщения P_н к пластовому давлению р_пл и показателя фазовых соотношений (коэффициент газоносности - Г), представляющего собой частное от деления объема растворенного и свободного газа на суммарный объем УВ в пластовых условиях. На этом графике выделены области развития нефтяных, газонефтяных, газовых и других залежей. Из графика следует, что зоны преимущественно нефтяных залежей приурочены к областям, в пределах которых Рн/Pпл < 1, а газонефтяных - больше единицы. Области, характеризующиеся значениями р_н/Р_пл=2, соответствуют газовым залежам. Однако, судя по графику, при значении Р_н/Р_пл<1 и Г>0,5 УВ в залежах могут находиться как в жидкой фазе, так и в виде конденсатного свободного газа.

Использование этого графика ограничивается возможностями прогнозирования необходимых при этом параметров р_н и Г, причем наибольшую сложность представляет прогноз коэффициентов газоносности. Исследованиями Н.В. Парфененко (1976 г.) УВ Волго-Уральской антеклизы установлено, что давление насыщения нефти газом изменяется в довольно широких пределах в зависимости от свойств нефти и газа и от пластовой температуры. Кроме того, этими исследованиями наглядно показано, что график зависимости давления насыщения от пластовой температуры полностью соответствует термобарической кривой, разделяющей месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на нефтяные, с одной стороны, газонефтяные и газовые, с другой.

Таким образом, приведенные выше результаты исследований фазового состояния УВ в различных регионах в зависимости от термобарических условий могут быть теоретической основой для проведения раздельного прогноза УВ по фазовому составу в пределах Прикаспийской синеклизы. Анализ распределения пластовых давлений, температур и нефтегазопроявлений в подсолевых отложениях Прикаспийской синеклизы и смежных территорий позволяет установить критерии существования различных фаз УВ.

На фактическом графике фазового состояния УВ ( рис. 1 ) отчетливо выделяются зоны распространения преимущественно нефтяных, с одной стороны, газовых и нефтегазовых залежей, с другой. При изменении температуры от 10-15 до 130-140 °С, нефтяные залежи находятся в области больших, а газовые и газонефтяные - в области меньших пластовых давлений. Газоконденсатные залежи расположены в области как нефтяных, так и газовых и газонефтяных залежей, что указывает на невозможность их выделения с помощью этого графика. Граница между зонами, как ранее отмечалось, соответствует графику распределения давления насыщения в зависимости от пластовой температуры и пластового давления. Для осуществления прогноза преимущественного фазового состава УВ в докунгурских отложениях перми и карбона Прикаспийской синеклизы необходимо установить закономерности распределения фонового давления насыщения по изучаемой подсолевой поверхности. Схема фоновых давлений насыщения составлена в результате совместного анализа схемы распределения пластовых температур на поверхности подсолевых отложений и графика фазового состояния УВ ( рис. 2 ). На схеме наблюдается закономерное нарастание фоновых давлений насыщения от бортовых зон к центральным районам синеклизы в соответствии с ростом в этом направлении температур и пластовых давлений. Минимальные значения фоновых давлений насыщения отмечаются в северной, западной и восточной прибортовых зонах синеклизы и составляют 10-15 МПа, максимальные значения характерны для центральных и южных районов и превышают 75 МПа.

Следующий этап исследований фазового состава УВ - анализ закономерностей распределения барического параметра насыщения. Для его прогноза проведен совместный анализ схем распределения пластовых давлений и фоновых давлений насыщения на поверхности подсолевых отложений. В результате составлена схема распределения барического параметра насыщения ( рис. 3 ), на которой значения параметра практически повсеместно меньше единицы. Исключение составляют внешние прибортовые зоны синеклизы, где значения этого параметра равны или превышают единицу. Кроме того, выделяются участки в пределах Соль-Илецкого выступа, где значения барического параметра насыщения также равны единице.

Как показали исследования М.С. Моделевского [3], это характерно для районов, в процессе геологического развития которых преобладала тенденция к устойчивому унаследованному прогибанию. Пластовые давления в продуктивных горизонтах здесь нигде не падали ниже соответствующих фоновых давлений насыщения, поэтому эти горизонты характеризуются преимущественным распространением нефтяных залежей. И лишь там, где пластовые давления продуктивных горизонтов в настоящее время ниже фонового давления насыщения, могут быть распространены газонефтяные и газовые залежи.

Анализ истории развития региона и распределение барического параметра насыщения свидетельствуют, что этим условиям отвечает подсолевой комплекс Прикаспийской синеклизы. Однако в северных и южных районах в подсолевом комплексе синеклизы отмечается широкое развитие газоконденсатнонефтяных, залежей, несмотря на то, что барический параметр насыщения здесь практически повсеместно ниже единицы. Такое явление известно и в других районах. При поступлении в первичную нефтяную залежь дополнительных количеств газа извне [3, 5] происходит сдвиг фазового равновесия в сторону газа, при этом образуются газоконденсатнонефтяные, а затем и газоконденсатные залежи.

Физическая сущность процесса перехода нефтяных залежей в газоконденсатнонефтяные в данном случае аналогична процессу, происходящему в результате изменения пластовых давлений. При этом необходимо учесть специфические особенности развития региона. Для синеклизы такими особенностями являются интенсивное погружение подсолевого комплекса в кунгурское и последующее геологическое время и возникновение в нем элизионного гидродинамического режима пластовых вод.

Таким образом, анализ распределения барического параметра насыщения указывает на то, что подсолевые пермско-каменноугольные отложения на основной части территории Прикаспийской синеклизы характеризуются развитием условий, благоприятных для образования преимущественно нефтяных и газоконденсатнонефтяных месторождений, а внешние прибортовые зоны (северная, западная, юго-западная, юго-восточная) и часть Приморской зоны поднятий - газовых и газонефтяных месторождений (см. рис. 3 ).

В связи с достаточно широким развитием в подсолевом комплексе в пределах северной и южной бортовых зон газоконденсатнонефтяных месторождений интерес представляет совместный анализ результатов изучения динамики пластовых вод подсолевого комплекса и распределения барического параметра насыщения. Результаты анализа динамики подземных вод подсолевого комплекса палеозоя указывают на преимущественную латеральную миграцию флюидов из центральных районов синеклизы в бортовые зоны, начиная с послекунгурского времени, что привело, в конечном счете, к возрастанию параметра фазовых соотношений и переходу первично нефтяных месторождений в газоконденсатнонефтяные.

Судя по возрасту газов бортовых зон Прикаспийской синеклизы [5], генерация преимущественно газообразных УВ в подсолевых отложениях происходила в мезозойско-кайнозойское время и, возможно, продолжается. Очевидно, что область генерации газообразных УВ приурочена к центральным, наиболее погруженным частям синеклизы, характеризующимся максимальными значениями пластовых температур и давлений, а также мощностей докунгурских осадочных пород. Условным центром области генерации выбрана зона максимальных глубин (22 км) залегания кристаллического фундамента синеклизы (см. рис. 3 ). Учитывая, что область создания элизионного напора подземных вод подсолевой толщи палеозоя расположена также в центральных районах синеклизы, следует считать, что миграция генерированных преимущественно газообразных УВ происходит в направлении от условного центра генерации в бортовые зоны синеклизы.

Такие специфические условия подсолевых отложений палеозоя Прикаспийской синеклизы позволяют считать возможной зависимость между показателем фазовых соотношений и удаленностью от условного центра области генерации газообразной углеводородной смеси. Причем распределение значений показателя фазовых соотношений происходит в соответствии с характером изменения барического параметра насыщения [3].

С целью проверки этого предположения был составлен график изменения фазового состава УВ пермско-каменноугольного комплекса в пределах зоны, характеризующейся значениями барического параметра насыщения меньше единицы, в зависимости от удаления от условного центра генерации. Для этого были использованы сведения о нефтегазоносности подсолевых отложений, позволяющих однозначно определить состав УВ залежи ( рис. 4 ). На графике наблюдается четкая дифференциация газоконденсатных и нефтяных месторождений в зависимости от удаленности от области генерации, граница, разделяющая их, проходит на расстоянии около 330 км от условного центра. Можно полагать, что эта граница представляет собой линию раздела двух зон, характеризующихся значениями показателя фазовых соотношений, с одной стороны изменяющуюся от 1 до 0,5, с другой - от нуля до 0,5, в пределах которых распространены соответственно газоконденсатнонефтяные и нефтяные месторождения.

Как отмечалось ранее, параметр Г находится в зависимости от барического параметра насыщения. В связи с этим представляет интерес анализ особенностей распределения барического параметра насыщения в конкретных условиях подсолевого палеозоя синеклизы. Для этого на график фазового состава УВ (см. рис. 4 ) необходимо нанести кривые распределения значений барического параметра насыщения подсолевого палеозоя в различных направлениях от центра к бортам синеклизы.

Анализ проведен по девяти направлениям, характеризующим различные условия подсолевых отложений (см. рис. 4 ). Барический параметр насыщения по направлениям I-I, II-II, III- III, IV-IV, VIII-VIII достигает значений, равных единице и более, в зоне, характеризующейся значениями показателя фазовых отношений 0,5-1, причем повсеместно для этих направлений при удалении от условного центра генерации на 120 км, возрастание барического параметра насыщения происходит с различной степенью интенсивности от 0,35-0,4 до единицы.

Таким образом, в бортовых зонах, соответствующих этим направлениям, могут быть развиты только газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные месторождения, что отвечает зафиксированным в подсолевом комплексе нефтегазопроявлениям.

По направлениям V-V, VI-VI, VII-VII, IX-IX при удалении на 120 км и более наблюдается обратная закономерность: барический параметр насыщения характеризуется снижением значений до 0,27. Резкое возрастание его происходит лишь при удалении от центра генерации на 330 км в зоне фазовых отношений 0-0,5, где развиты нефтяные месторождения. Фактическими нефтегазопроявлениями в зоне как значений показателя фазовых отношений 0,5-1, так и 0-0,5 охарактеризовано только направление VII-VII. Здесь наблюдается переход от газоконденсатнонефтяных месторождений (Тажигали, Пустынное) к нефтяным (Тенгиз). Причем, судя по характеру изменения барического параметра насыщения, при удалении на 330 км происходит резкое, скачкообразное изменение показателя фазовых отношений от значений, близких к единице, до значений, близких к нулю, в дальнейшем в соответствии с барическим параметром насыщения он вновь возрастает до значений, близких к 0,5 в бортовой зоне. Причины такого распределения показателя фазовых отношений по этим направлениям следующие.

Крупные зоны пониженных значений барического параметра насыщения, примыкающие к области генерации преимущественно газообразных УВ, при удалении от условного центра генерации на 120-330 км являются своеобразными ловушками газообразных УВ. При существующих в этих зонах термобарических условиях возможные значения показателя фазовых отношений достигают 0,99 и поступающие сюда углеводородные газы остаются в ней, вытесняя в бортовые зоны жидкие УВ, согласно принципу дифференциального улавливания, причем, по всей вероятности, УВ нефтяного ряда могли и могут быть генерированы непосредственно в этих зонах.

Таким образом, анализ термобарических условий верхней части разреза подсолевого палеозоя Прикаспийской синеклизы позволил осуществить раздельный прогноз пластовых условий, благоприятных для аккумуляции и сохранения УВ различного фазового состояния. С учетом результатов других видов проведенных исследований - тектонических, литологических - в пределах синеклизы и смежных районов выделяются области, перспективные раздельно для поисков газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных, нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений (см. рис. 3 ).

Наибольшее развитие в пределах синеклизы имеют газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные месторождения. Область их распространения охватывает большую часть зоны, характеризующейся значениями барического параметра насыщения менее единицы.

На незначительной части этой зоны распространены преимущественно нефтяные месторождения, развитые в основном в пределах восточной и юго-восточной бортовых зон синеклизы. Разработанная методика прогноза пластовых давлений и температур в подсолевых отложениях Прикаспийской синеклизы в сочетании с методикой раздельного прогнозирования УВ различного фазового состояния по термобарическим условиям недр, позволила впервые осуществить научно обоснованное выделение зон раздельно перспективных на нефтяные, газоконденсатнонефтяные и газонефтяные месторождения в верхней части разреза подсолевого комплекса.

1. Влияние термодинамических условий наразмещение запасов углеводородов /В.В. Байбаков, В.Е. Карпинский, В.Г. Осадчий и др. - Докл. АН СССР. Серия геол., 1969, т. 187, № 4,с. 899-902.
2. Главная фаза нефтеобразования / Н.В. Вассоевич, Ю.И. Корчагина, Н.В. Лопатин и др. - Вест. МГУ. Сер. геол., 1969, № 6,с. 3-27.
3. Моделевский М.С. Новое в прогнозировании нефтегазоносности. - Тем. науч.-техн. обзор. М., ВНИИОЭНГ, 1972.
4. Осадчий В.Г., Байбаков В.В. О некоторых закономерностях размещения залежей углеводородов по геотермическим данным (на примере Западно-Украинской нефтегазоносной области). - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1970,№ 1, с. 27-30.
5. Раабен В.Ф. Исследование условий формирования и размещения залежей нефти и газа в Урало-Поволжье. - Тем. науч.-техн. обзор. М., ВНИИОЭНГ, 1971, 75 с. 1-75.
6. Состояние проблемы поисков месторождений нефти и газа в глубокозалегающих горизонтах осадочного чехла старых нефтегазодобывающих районов (на примере Кавказа) /М.С. Бурштар, Ю.Н. Швембергер, А.А. Арбатов и др. М., ВИЭМС, 1973.
7. Сторер Т.К. Изменение пластовых температур с глубиной. - Инженер-нефтяник, 1965, № 3, с. 28-36.
8. Landes К.К. Eometamorphism and oil and gas in time and space. - Bull. AAPG, v. 51,N 6, 1961.

Рис. 1. График фазового состояния У В докунгурских отложений Прикаспийской синеклизы и смежных территорий.

1 - нефтепроявления; 2 - газопроявления; 3 - нефтегазопроявления; 4 – газоконденсатопроявления

Рис. 2. Схема распределения фоновых давлений насыщения по поверхности подсолевых отложений Прикаспийской синеклизы.

1 - изобары насыщения по поверхности подсолевых отложений, МПа; 2 - граница распространения соленосной толщи нижней Перми; 3 - бортовой уступ Прикаспийской синеклизы по нижнепермским подсолевым отложениям (гравитационная ступень); 4 - границы тектонических элементов

Рис. 3. Схема раздельного прогноза УВ в подсолевых пермско-каменноугольных отложениях Прикаспийской синеклизы.

1 - краевые швы; 2 - зоны Урал-Тау; 3 - граница распространения соленосной толщи нижней Перми; 4 - бортовой уступ Прикаспийской синеклизы по нижнепермским подсолевым отложениям (гравитационная ступень); 5 - фактические нефтегазопроявления; а- нефтепроявления, б - газопроявления, в - газоконденсатопроявления; 6 - область максимальных мощностей подсолевого комплекса палеозоя - условный центр области генерации УВ; 7 - направления изучения закономерностей изменения барического параметра насыщения в связи с характером нефтегазопроявлений; 8 - изолинии барического параметра насыщения; 9 - области распространения газовых и газоконденсатных месторождений; 10 - то же, преимущественно газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных; 11 - то же, преимущественно нефтяных

Рис. 4. График фазового состава УВ подсолевых пермско-каменноугольных отложений в зависимости от барического параметра насыщения р_н/р_пл<1 и удаленности от центра области генерации УВ (1, км).

1 - фактические нефтегазопроявления зафиксированные в пермско-каменноугольных отложениях Прикаспийской синеклизы: а - нефтепроявления, б - газоконденсатонефтепроявления; 2 - кривые изменения барического параметра насыщения по мере удаления от центра области генерации УВ по направлениям: I - центр - площадь Семеновская, II - центр - площадь Карпенская, III - центр - площадь Западно-Тепловская, IV - центр - площадь Карачаганак, V - центр - площади Кенкияк-Жанажол; VI - центр - площадь Тортай, VII - центр - площади Тажигали, Тенгиз, VIII - центр - Астраханское, IX - центр - площади Северо-Сарпинская, Привольненская; 3 - зоны: а - близких значений барического параметра насыщения, б - резкого увеличения либо снижения барического параметра насыщения и значений показателя фазовых соотношений 1>Г>0,5, в - резкого увеличения барического параметра насыщения и значений показателя фазовых отношений 0,5>Г>0