К оглавлению

УДК 553.981.6:(53+54)

Особенности изменения фазового состояния и состава углеводородных газожидкостных систем на больших глубинах

А.М. АКРАМХОДЖАЕВ, А.В. КИРШИН, В.В. КУШНИРОВ (ИГИРНИГМ)

В последние годы одной из важнейших проблем в нефтегазовой геологии является направленный поиск скоплений нефти, газа, конденсата. Это особенно актуально для Узбекистана, где выявленные ресурсы жидких УВ еще не обеспечивают потребности в них республики.

Основа направленного поиска - раздельный прогноз перспектив нефте- и газоносности изучаемых территорий. В решении данной задачи уже достигнуты определенные успехи благодаря комплексному подходу к оценке фазового состояния УВ в недрах, широкому использованию результатов теоретических исследований в области образования, миграции нефти и газа и формирования их залежей. Особую роль при этом сыграли генетические показатели, базирующиеся на оригинальных представлениях об особенностях преобразования ОВ осадочных пород в литогенезе [1]. Правильность многих выводов подтверждена практикой поисково-разведочных работ последних лет, в частности, открытием в Западном Узбекистане скоплений жидких УВ.

Вместе с тем прогноз фазового состояния УВ в недрах республики носит региональный характер с выделением перспективных зон. Это связано с тем, что реальное распределение ресурсов нефти и газа в стратисфере обусловлено не только первичными генетическими факторами, обусловливающими вертикальную зональность генерации и эмиграции жидких и газообразных УВ, но и вторичными, наложенными, приводящими к перераспределению их в зависимости от условий миграции, коллекторских свойств пород, особенностей ловушек и т. д. При этом особую значимость приобретают разработки, основанные на анализе информации, в той или иной мере учитывающей вторичные факторы, и направленные на переход от регионального прогноза к локальному.

Одним из перспективных подходов к локальному прогнозированию фазового состояния и состава углеводородных скоплений в широком глубинном диапазоне недр, в установлении границ и характера распределения свободных и газорастворенных жидких УВ представляется анализ распространения и условий образования газоконденсатных залежей (Газоконденсатные месторождения включают в себя скопления различного фазового состава (чисто газоконденсатные). Их общая особенность - наличие газорастворенной жидкой фазы - позволяет объединить эти залежи одним названием: ретроградные газожидкостные системы (РГЖС).). В частности, интересную генетическую информацию об этих процессах содержит такой важный параметр РГЖС, как потенциальное содержание конденсата в пластовых газах. Об изменении этого показателя в продуктивных комплексах, залегающих на разных глубинах, существует сложившееся представление, что его величина нарастает до максимальных значений в глубинном мезокатагенезе (МК₃), на отметках 4500-5000 м, а затем снижается до нуля в апокатагенезе (АК₃¹), на глубине около 6500 м (А.Э. Конторович, А.А. Трофимук, 1976) или 8000 м (А.Г. Дурмишьян, 1979).

Тенденция увеличения потенциального содержания конденсата в пластовых газах с возрастанием глубин погружения продуктивных комплексов действительно существует. Вместе с тем обширный фактический материал по ряду нефтегазоносных территорий свидетельствует о наличии и очень высокого, и столь же низкого конденсатосодержания на разных глубинах залегания РГЖС. Так, по данным [6], потенциальное содержание конденсата в газе залежей, находящихся на относительно небольших глубинах, достигает 2800 см³/м³, а газоконденсатный фактор (ГКФ) - величина, обратная потенциальному содержанию, - не превышает 357 м³/м³. Известны и залегающие примерно на тех же глубинах месторождения, в которых ГКФ составляет 1020 м³/м³ (К. Килгрен, 1966) и 945 м³/м³ (Р. Миллер, 1956), т. е. в рассмотренных случаях ГКФ приближается к газовому фактору (ГФ) нефтей переходного типа. Последние по своим физическим свойствам занимают промежуточное положение между пластовыми нефтями и газоконденсатными, причем минимальное значение ГФ для них составляет 585 м³/м³ (Д. Катц и др., 1952). Подобные концентрации высококипящих УВ зафиксированы на ряде месторождений ДДВ, Южно-Каспийской, Прикаспийской, Ферганской нефтегазоносных областей, бассейна Мексиканского залива и др., приуроченных к отложениям, находящимся на заключительных этапах мезокатагенеза, а в ряде случаев - и в апокатагенезе. Например, на месторождениях ДДВ (Талалаевское, Артюховское и др.) в каменноугольных отложениях на глубине 4750 м величина этого показателя (А.И. Дзюбенко и др., 1972) достигает 1627 см³/м³ (ГКФ 615 м³/м³), а в плиоценовых Южно-Каспийской впадины (Булла-море) на глубине 5660 м - 450 см³/м³ (А.Г. Дурмишьян, 1979). На Ниязбекском месторождении (Ферганская депрессия) в залежи, приуроченной к верхнемеловым отложениям, на глубине 4006 м конденсатосодержание превысило 700 см³/м³ (В.В. Кушниров, 1980), а на месторождении Литл-Бей (США) в плиоценовой залежи на глубине 5705 м оно равно 570 см³/м³ (ГКФ, соответственно, 1750 м³/м³) и т. д. С другой стороны, известны случаи, когда на близких глубинах и в тех же продуктивных комплексах значения ГКФ отличаются на два порядка (Яблуновское месторождение в ДДВ, Гранд-Айл в бассейне Мексиканского залива и др.).

Приведенные примеры указывают на отсутствие однозначной связи между содержанием конденсата в природных газах и стадиями литогенеза вмещающих пород, т. е. первичная генетическая зональность нарушена последующими процессами. В связи с этим целесообразно более полно проанализировать характер изменения данного параметра в пределах какого-либо хорошо изученного региона и попытаться оценить основные факторы, влияющие на это изменение.

К примеру, для РГЖС, сосредоточенных в верхне- и нижнесреднеюрских осадках Бухаро-Хивинского региона, можно уверенно говорить лишь о существовании границы, оконтуривающей область с широким диапазоном изменения ГКФ (рис. 1). Причем широта диапазона для РГЖС, расположенных на близких глубинах (таблица), обусловлена значительным варьированием исходного соотношения газовых и жидких УВ (ГФисх). Еще более контрастным представляется сравнение залежей, характеризующихся близкой величиной ГКФ, но расположенных на разных глубинах (профили III, IV). Здесь равенство величин ГКФ достигается благодаря извлечению сжатым газом все более Высокомолекулярных фракций исходной нефти. Другими словами, в этом случае равное конденсатосодержание природных газов обеспечивается определенным сочетанием ряда факторов (Рпл, Тпл, ГФисх), воздействующих на начальные газонефтяные системы, и за счет радикального изменения физико-химических свойств газовых и жидких УВ.

Судя по имеющемуся фактическому материалу (см. рис. 1), можно довольно уверенно предположить, что в интервале 4500-5000 м кривые, отражающие закономерное увеличение ГФ пластовых нефтей и ГКФ пластовых газов, должны предельно сблизиться, характеризуя системы с газонасыщением порядка 500-600 м³/м³. Подобные зависимости имеют место и в других регионах СССР (Западно-Туркменский, Днепровско-Донецкий и др.).

Обобщение материалов (рис. 2) более чем по 280 РГЖС и 110 нефтяным залежам, сосредоточенным в разновозрастных продуктивных комплексах (от кембрия до плиоцена), свидетельствует о том, что с глубины примерно 3000 м четко фиксируется появление предельно насыщенных нефтяных и нефтегазоконденсатных систем, близких к критическому состоянию, а также РГЖС с почти предельным конденсатосодержанием пластового газа. В связи с этим возникает вопрос о причинах и условиях перехода РГЖС в надкритические газовые скопления.

Экспериментальные исследования свидетельствуют о том, что при небольших начальных соотношениях свободных газовых и нефтяных УВ (около 500-700 м³/м³) это состояние может быть достигнуто в результате одновременного увеличения ГФ пластовых нефтей и ГКФ пластовых газов [4], что и иллюстрирует приведенный фактический материал (см. рис. 1, 2). В то же время оно возникает значительно быстрее в обстановке высоких значений начального соотношения газа и нефти в каждой РГЖС, когда в сжатом газе растворяется практически вся нефть, включая ее высокомолекулярные соединения. Разумеется, этот процесс протекает в условиях жесткого термобарического режима.

Следовательно, наряду с термобарическим режимом недр, важным показателем, определяющим условия перехода РГЖС в надкритические газовые скопления, является начальное (исходное) соотношение жидких и газообразных УВ, прореагировавших между собой в объеме каждой конкретной ловушки, - ГФисх. Это соотношение в целом обусловлено как первичными (генетическими) показателями, такими как тип исходного ОВ материнской толщи, степень его геохимической преобразованности и т. п., так и вторичными, связанными с условиями доступа УВ в ловушку. По имеющимся данным (В.В. Кушниров, 1984), значения этого параметра, определяемого через потенциальное содержание конденсата в пластовых газах и начальное пластовое давление [3], с глубины 3000 и до 9000 м увеличиваются с 2000 до 6000 м³ и более свободного газа на 1 м³ стабилизированной нефти. Между тем, при последнем значении рассматриваемого параметра содержание газовых УВ в РГЖС достигает 70%, а Ркр и Ткр составляют, соответственно, 80 МПа и 140 °С [5]. Следовательно, совпадение этих параметров при Гфисх ~6000 м³/м³ и нормальном градиенте изменения пластового давления может произойти на глубинах 8500-8800 м. Соответственно, для перевода в критическое состояние РГЖС с минимальным и максимальным значениями исходного соотношения газовых и жидких УВ (4000-7000 м³/м³) на глубинах, превышающих 7000 м, необходимо Рпл от 85 до 90 МПа. При больших величинах ГФисх (8000-12 000 м³/м³) Ркр не превышает 70-82 МПа. Таким образом, учитывая закономерности изменения исходного соотношения свободных газовых и жидких УВ по разрезу осадочного чехла многих нефтегазоносных территорий, можно обозначить нижнюю границу распространения РГЖС в стратисфере, которая располагается в интервале глубин 7000-10 000 м. Следует заметить, что наличие АВПД (практически повсеместное на больших глубинах) может существенно ускорить появление систем критического состояния на значительно меньших глубинах.

Вместе с тем, переход в подобное состояние нормальных пластовых нефтей и газожидкостных скоплений промежуточного типа (с исходным газовым фактором 500-900 м³/м³) возможен при значительно больших Ркр и Ткр соответственно, 110-150 МПа и 220- 302 °С [5].

В связи с этим возникает вопрос о вероятности существования в подобных условиях свободной нефти. Надо сказать, что нижний предел глубин, к которым могут быть приурочены свободные скопления жидких УВ, определяется рядом исследователей в довольно широком диапазоне. По данным В.А. Соколова (1948), Н.Б. Вассоевича (1976), он установлен на уровне 7000 м, а по данным А.Г. Дурмишьяна (1979), эта граница располагается на отметке - 6500 м. В ряде случаев (В.Ф. Раабен, 1978) предполагается полное исчезновение свободной нефти при Т менее 200 °С (5000-6000 м). Есть сведения (Д. Хант, 1975) о разложении нефти в интервале 4300-7600 м, в зависимости от геотермического градиента и скорости осадконакопления. Правда, имеются и противоположные представления (В.Ф. Раабен и др., 1971) о противодействующем влиянии на процесс деструкции нефтяных УВ высокого пластового давления. По этой причине представляется принципиальным обнаруженное нами [2] явление устойчивости УВ, находящихся в сорбированном состоянии, к термическим воздействиям, что позволило объяснить нахождение скоплений свободной нефти на глубинах, превышающих 6000 м, обозначить нижнюю границу ее распространения в стратисфере на отметках не менее 7000 м. С учетом всех изложенных факторов можно предположить, по-видимому, существование в отдельных случаях в нефтегазоносных районах с большой мощностью осадочного чехла скоплений свободной нефти до глубин 10 000-11 000 м.

Полученные результаты с учетом вертикальной зональности генерации, эмиграции и накопления жидких и газообразных УВ [1] отражены на схеме фазового состояния и состава УВ в объеме стратисферы (рис. 3), зависящих не только от термобарического режима недр, но и от исходного соотношения жидких и газообразных фракций, попавших в ловушку. В левой части графика выделяется зона нормальных пластовых нефтей с нарастающей газонасыщенностью по глубине, сливающаяся с областью распространения нефтей переходного типа и нефтегазоконденсатных скоплений, близких к критическому состоянию (или достигших его).

Правее располагается область сосредоточения РГЖС разного фазового состава, переходящая постепенно в зону сухих газовых скоплений. Верхняя граница этой области отделяет РГЖС от газовых залежей, главным образом миграционного происхождения, а нижняя - от высокотемпературных газов надкритического состояния. Пространственное положение на графике области распространения конденсатных нефтей отражает два возможных пути их образования: переход в это качество предельно газонасыщенных газожидкостных систем и практически полное растворение свободной нефти в ретроградном газовом растворе. Рассматриваемая зависимость обозначает не только границы существования УВ разного физического состояния, но и области распространения скоплений УВ разного фазового состава. Ее использование позволяет внести новые элементы в прогнозные оценки фазового состава углеводородных скоплений на разных глубинах их залегания. Она подтверждается физико-химическими составами УВ. В частности, нефти и конденсаты РГЖС, залегающие в различных стратиграфических комплексах разных нефтегазоносных регионов мира (более 250 скоплений), постепенно сближаются по своим свойствам по мере увеличения глубины залегания и на отметках 8000-9000 м, вероятно, образуют зону однородного флюида.

В заключение необходимо остановиться на некоторых практических аспектах выполненного анализа.

Во-первых, становится очевидным, что выявленные закономерности имеют «сквозной» характер, и поэтому на любой глубине залегания продуктивных секций разреза при благоприятных генетических предпосылках диапазон изменения ГКФ может быть достаточно широким. Это обстоятельство означает возможность обнаружения даже на больших глубинах вторичных газоконденсатных скоплений с высоким газоконденсатосодержанием.

Во-вторых, рассмотренный механизм образования углеводородных газожидкостных систем различного фазового состояния вносит ясность в некоторые вопросы, связанные с вертикальной зональностью распространения залежей разного фазового состава. Указанная зональность (В.А. Соколов, И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин, A.Я. Кремс, А.М. Акрамходжаев, B.В. Байбаков, К. Лендис, Г. Хадсон и др.) отражает последовательную смену (с увеличением глубины залегания) газовых месторождений на нефтяные и газонефтяные, а затем, преимущественно на газоконденсатные. что связывается исключительно с термобарическим режимом недр, особенно его температурной составляющей. Однако нередко случаи обнаружения в каждой из выделенных зон на равных глубинах (близкие давления и температуры) залежей разного фазового состава В свете полученных результатов становится понятным, что это обусловлено участием в данном процессе исходного соотношения свободных газовых и жидких УВ, которое, в свою очередь, определяется как генетическими (тип ОВ и степень его преобразованности), так и вторичными (особенности миграции, тип ловушки и т. д.) факторами. В связи с этим представляется весьма перспективным районирование продуктивных отложений (в объеме каждого водонапорного комплекса) по диапазону изменения исходного соотношения газовых и жидких УВ в РГЖС). Подобная процедура позволяет выделить районы, благоприятные для поисков скоплений УВ определенного фазового состояния и состава.

Особый интерес вызывает зона (см. рис. 3), перспективная для выявления нефтегазоконденсатных систем критического состояния, поскольку подобные залежи в нормальных условиях практически ничем не должны отличаться от обычных нефтяных месторождений. Основным условием их существования в этой зоне является наличие свободной нефти, а характерным признаком приближения к ней может служить обильная нефтеносность разреза и (или) высокое конденсатосодержание природных газов. Вероятно, благоприятными структурными элементами для поисков нефтегазоконденсатных систем критического состояния (объектов, представляющих наибольший интерес для поисково-разведочных работ на больших глубинах) являются глубокофокусные прогибы, в бортовой части которых уже выявлены высококонденсатные газовые скопления, сопровождающиеся нефтяными оторочками, собственно нефтяные залежи и т. д.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акрамходжаев А.М. Нефть и газ - продукты преобразования органического вещества. М., Недра, 1982.

2. Акрамходжаев А.М., Киршин А.В., Кушнир М.И. Об образовании и сохранении скоплений жидких углеводородов на больших глубинах.- Узбекский геол.ж-л, 1980, № 3, с. 11 - 15.

3. Бабаев А.Г., Кушниров В.В. Газоконденсатная характеристика залежей как показатель исходного соотношения газообразных и жидких углеводородов в зонах нефтегазонакопления.- Геология нефти и газа, 1978, № 11, с. 38-43.

4. Дзюбенко А.И., Юшкин В.В. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- Узбекский геол.ж-л, 1980, № 9, с. 7-14.

5. О критических параметрах нефтей и нефтегазовых систем / Т.П. Жузе, Г.Н. Юшкевич, Г.С. Ушакова, Е.В. Есаков.- Нефтяное хоз-во, 1963, № 6, с. 25-31.

6. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Пер. с англ. Т. 2, М., Недра, 1985.

Таблица Изменение ГКФ на профилях, отражающих расположение РГЖС

Месторождение (номер залежи на рис. 1)	Возраст продуктивных отложений	Глубина залегания, м	ГКФ, м^3/м^3	Плотность конденсата, г/см^3	Номер профиля	Исходное соотношение газа (ГФисх), м^3/м^3
Месторождения с близкой глубиной залегания по разным ГКФ
Сардоб (2)	J3	2709	8696	0,749		1300
Заварды (9)	J3	2737	10416	0,804		3700
Центральный Памук (5)	J3	2707	11 111	0,770	I	4400
Сакар (51)	J3	2680	27 000	0,801		4900
Метеджан (52)	J3	2695	33 330	0,825		8000
Узуншор (29)	J3	2896	26 315	0,771		6300
Северный Мубарек (2)	J1+2	2123	11 705	0,756		2300
Шумак (13)	J1+2	2023	12 500	0,766		1750
Карим (3)	J3	2123	14 700	0,786		2600
Каракум (8)	J3	2073	15 384	0,753		2200
Расылкудук (58)	J3	2090	17 500	0,774		2500
Западный Кокчи (57)	J3	2074	18 200	0,755	II	1500
Чандыр (17)	J3	2117	18 181	0,789		3800
Аккум (37)	J3	2125	20 000	0,768		2900
Кандым (41)	J3	2148	28 571	0,799		5300
Западный Ходжи (53)	J3	2148	38 460	0,822		4500
Уртабулак (30)	J3	2185	62 500	0,825		9700
Месторождения с близкой величиной ГКФ, но с разной глубиной залегания
Северный Мубарек (1)	J3	1992	14 084	0,756		1600
Карим (3)	J3	2131	14 700	0,786		2600
Северный Майманак (25)	J1+2	2442	14 285	0,777	III	2800
Пирназар (16)	J3	2645	14 705	0,794		4200
Северный Нишан (55)	J3	3360	14 705	0,816		6000
Фараб (50)	J3	2370	25 000	0,805		5000
Западный Киштуван (34)	J3	2505	25 000	0,817	IV	5900
Гирсан (56)	J3	3550	25 000	0,809		5700

Рис. 1. Изменение ГФ пластовых нефтей и ГКФ пластовых газов нефтяных, газоконденсатнонефтяных и газоконденсатных залежей верхне- и нижнесреднеюрских отложений Бухаро-Хивинской и Юго-Западно-Гиссарской нефтегазоносных областей.

Залежи: а - нефтяные (цифры в кружках: 1 - Шурчи, 2 - Карактай, 3 - Сарыча, 4 - Западный Ташлы, 5 - Северный Мубарек, 6 - Южные Зекры, 7 - Марковское, 8 - Северный Памук, 9 - Северный Шуртан,- все XV, XVa, XVI горизонты), б -газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные (1 - Северный Мубарек, XV горизонт, 2 - то же, XVII, 3 - Карим, 4 - Култак, 5 - Центральный Памук, 6 - Ташлы, 7 - Камаши, 8 - Каракум, 9 - Зеварды, 10 - Шуртан, 11 - Бешкент, 12 -Шумак - все XV, XVa, XVI горизонты, 13 - Шумак, XVII, 14 - Умид, 15 - Алан, 16 - Пирназар, 17 - Чандыр, 18 - Ходжихайрам, 19 - Кизылрабат, 20 - Восточный Умид, 21 - Джарчи, 22 - Кенжа, 23 - Зафар, 24 - Сардоб (все XV, XVa, XV горизонты), 25 - Северный Майманактау, XVII, 26 - Южные Кемачи, 27 - Марковское, 28 - Южный Памук, 29 - Узуншор, 30 - Уртабулак, 31 - Денгизкуль-Хаузак, 32 - Северный Денгизкуль, 33 - Тегермен, 34 - Западный Киштуван, 35 - Даяхотын, 36 - Кульбешкак, 37 - Аккум, 38 - Парсанкуль, 39 - Джаркак, 40 - Караулбазар, 41 - Кандым, 42 - Янгиказган, 43 - Ходжи, 44 - Ходжиказган, 45 - Учкыр, 46 - Шоды, 47 - Алат - все XV, XVa, XVI, 48 - Чукуркуль, XVI, 49 - Самантепе, 50 - Фараб, 51 - Сакар, 52 - Метеджан, 53 - Западный Ходжи, 54 - Западный Кокчи, 58 - Расылкудук, 59 - Бердыкудук, 60 - Джаркудук, 61 - Гумбулак, 62 - Аманата, 63 - Кизылбайрак, 64 - Гугуртли, 65 - Северный Майманактау, 66 - Восточный Денгизкуль - все XV, XVa, XVI); в - номер профиля

Рис. 2. Зависимость газового фактора пластовых нефтей и газоконденсатного фактора пластовых газов для месторождений различных нефтегазоносных регионов СССР и ряда зарубежных стран от глубины их залегания.

Регионы с развитием РГЖС: а - Восточно-Сибирский, б - Волго-Уральский. в - Западно-Сибирский, г - Карпатско-Сахалинский. д - США, Канада, Алжир, е - Южно-Каспийский, ж - Бухаро-Хивинский, з - Западно-Туркменский, и - Днепровско-Донецкий, к - Предкавказский, л - Ферганский и Мангышлакский, м - Юго-Западногиссарский, н - Устюртский; регионы с нефтяными месторождениями: о - Днепровско-Донецкий, п - Предкавказский, р - Западно-Туркменский, с - Бухаро-Хивинский, т - США, Италия.

Рис. 3. Принципиальная схема изменения в недрах физического состояния и фазового состава углеводородных газожидкостных систем с увеличением глубины их залегания и газонасыщенности.

Зоны распространения: а - нефтей обычного состояния, б -нефтегазоконденсатных систем критического состояния (или близких к нему), в - газоконденсатных, газоконденсатнонефтяных и нефтегазоконденсатных скоплений, г - сухих газов